Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Природные резервуары нефти в отложениях баженовской свиты на западе Широтного Приобья

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Природные резервуары нефти в отложениях баженовской свиты на западе Широтного Приобья"

На правах рукописи

АЛЕКСЕЕВ АЛЕКСЕЙ ДМИТРИЕВИЧ

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ НЕФТИ В ОТЛОЖЕНИЯХ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ НА ЗАПАДЕ ШИРОТНОГО ПРИОБЬЯ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ: 25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва-2009

003471698

003471698

Работа выполнена в ЗАО " Моделирование и мониторинг геологических объектов им. В.А. Двуреченского"

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор Славкин Владимир Семёнович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

профессор Кузнецов Виталий Германович доктор геолого-минералогических наук Фурсов Альберт Яковлевич

Ведущая организация: Институт проблем нефти и газа Российской Академии Наук (ИПНГ РАН)

Защита состоится 29 мая 2009г. в 15 час 30 мин в ауд. 829 на заседании совета Д 501.001.40 по защите докторских и кандидатских диссертаций при геологическом факультете Московского государственного университета имени М.В. Ломоносова по адресу: 119991, Москва, ГСП-1, Ленинские горы, МГУ, геологический факультет

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова, зона А, 6 этаж.

Автореферат разослан 27 апреля 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Карнюшина Е.Е.

Актуальность работы

Растущий спрос на нефть и практическая истощенность легкодоступных запасов заставляет искать новые резервы их прироста. В этой связи растет внимание исследователей к запасам нефти, в так называемых, нетрадиционных коллекторах, которые развиты, в том числе и в баженовской свите ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна (ЗС НГБ).

Под руководством И.И. Нестерова отечественные геологи-нефтяники ещё в 70-х годах прошлого столетия сформулировали двуединую сущность баженовской свиты, которая, с одной стороны, является главной нефтематеринской свитой ЗС НГБ, а с другой стороны, способна (при определенных условиях) формировать заполненные нефтью коллекторы с фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), обеспечивающими дебиты в сотни кубометров нефти в сутки при вполне обычных конструкциях скважин (И.И.Нестеров и др., 1977-1979).

На наиболее изученном Салымском месторождении залежи нефти баженовской свиты, но мнению ряда исследователей (M.JI. Сургучев, Ю.В. Желтов и др. 1984-1988), представлены ко л лекторскими разностями в виде прерывистых пропластков, групп пропластков и линзовидных образований внутри преимущественно непроницаемой битуминозной породы. Залежи нефти не контролируются структурным фактором, не имеют ни краевых, ни подошвенных, ни поровых вод и приурочены к резервуарам с особым типом коллектора, характерным только для нефтематеринских толщ, названных - баженитом (И.И. Нестеров, 1977-1985). Баженит- порода с микролинзами органического вещества и полостями с гидродинамической связью между собой, которая контролируется аномально высоким пластовым давлением (АВПД). При стравливании АВПД гидродинамическая связь пропадает и фильтрация прекращается.

По мере развития геологоразведочного процесса стали выявляться и другие типы нефтеносности баженовской свиты. В последние годы нефтепроявления из баженовской свиты выявлены на десятках площадей ЗС НГБ, включая месторождения, расположенные на западе Широтного Приобья, такие как Средне-Назымскос, Галяновское, Большое, Ольховское, Апрельское, Центральное и др. В этом районе большинством исследователей (Ю.В. Брадучан, Ф.Г. Гурари, В.А. Захаров, A.A. Нежданов, А.П. Соколовский и др.) баженовская свита отождествляется с отложениями нижнетутлеймской подсвиты тутлеймской свиты1. Поскольку это название получило широкое распространение, то далее по тексту для отложений баженовской свиты на западе Широтного Приобья оба названия будут использоваться как синонимы.

Существует множество различных оценок ресурсной базы баженовской свиты от первых десятков миллиардов тонн, до сотен миллиардов тонн. Такой разброс связан с неопределенностями идентификации пласта-коллектора в разрезах скважин и распространения зон развития по площади. Но большинство

' Далее просто - нижнетутлеймская подсвита.

исследователей сходится во мнении, что запасы нефти, аккумулированные в отложениях баженовской свиты, огромны.

Из-за отсутствия надежных признаков коллекторов в разрезах скважин, сильной латеральной изменчивости отложений, отсутствия структурного фактора контроля залежей поиски и разведка приуроченных к баженовской свите залежей нефти требуют использование инновационных подходов. По существу, для этих отложений задача поисков и разведки залежей нефти сводится к идентификации коллекторов в скважине и определения зон их развития в межскважинном пространстве. Идея простая - если есть коллекторы, то есть залежь нефти.

Несмотря на огромный нефтеносный потенциал и доказанную продуктивность, в настоящее время геологические риски поисков и разведки залежей нефти в баженовской свите остаются очень высокими. Коэффициент успешности бурения на наиболее изученном Салымском месторождении не превышает 0,15 (А.И. Петров, B.C. Шеин, 1999). По мнению автора, это связано с отсутствием эффективной научно обоснованной методики изучения природных резервуаров баженовской свиты, учитывающей индивидуальные особенности коллекторов в различных районах.

Целью работы являлось познание принципиальных особенностей строения нефтяных природных резервуаров в баженовской свите на западе Широтного Приобья и подготовка рекомендаций по освоению открытых месторождений. Основными задачами исследований являлись:

1. Анализ и обобщение литературных и фондовых источников о геологическом строении баженовской свиты на изучаемой территории.

2. Анализ и увязка фактических данных геофизических, лабораторных, геохимических, литологических и геолого-промысловых исследований по изучению баженовской свиты.

3. Выработка методов выявления коллекторов в разрезе баженовской свиты месторождений запада Широтного Приобья на основе сопоставления данных геофизических исследований скважин (ГИС) в открытом стволе с промысловыми методами ГИС (комплекса «приток-состав»), а также оценка фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по данным геофизических исследований скважин.

4. Интерпретация результатов химико-битуминологического изучения и метода Rock-Eval исследований керна для выявления геохимических особенностей отдельных интервалов разреза.

5. Определение минералогического состава образцов керна методами рентгено-структурного анализа и петрографическим исследованием в прозрачных шлифах.

6. Выявление контуров промышленно значимых залежей нефти в баженовской свите на территории западной части Широтного Приобья по динамической интерпретации данных сейсморазведки.

7. Определение гидродинамической связи между скважинами, пробуренными

на территории исследования, с целью оценки протяженности резервуаров, приуроченных к баженовской свите.

8. Выработка рекомендаций по разведке, эксплуатационному бурению, способу освоения скважин и оптимальному комплексу исследований для отложений баженовской свиты на западе Широтного Приобья.

Научная новизна

1. Впервые установлено, что коллекторами в отложениях баженовской свиты на западе Широтного Приобья являются плотные высокоскоростные прослои с преимущественно трещино-каверновым типом пустотности, в отличие от баженовской свиты Салымского месторождения, в которой коллекторы представлены баженитом - микрослоистыми, листоватоватыми аргиллитами с межслоевой пустотностью.

2. Впервые предложена методика выделения коллекторов и оценки их трещинно-каверновой пустотности, основанная на анализе амплитуд (приращений относительно вмещающих отложений) показаний нейтронного и плотностного (акустического) каротажей в плотных высокоскоростных прослоях. Разработанная на примере баженовских отложений запада Широтного Приобья методика равно одинаково позволяет выделять коллекторы и оценивать их пустотность как в новых, так и в старых скважинах.

3. Впервые установлено, что притоки нефти из отложений баженовской свиты на западе Широтного Приобья получены из протяженных и гидродинамически связанных геологических тел, допускающих полноценную эффективную разработку, а не из серии прерывистых пропластков или линзовидных образований как на Салымском месторождении.

4. Впервые для баженовской свиты западной части Широтного Приобья доказана эффективность сейсмогеологического прогноза коллекторов в межскважинном пространстве, основанного на динамической интерпретации данных сейсморазведки.

Защищаемые положения

1. Коллекторы баженовской свиты на западе Широтного Приобья, представлены плотными высокоскоростными карбонатными и кремнистыми прослоями с преимущественно трещинно-каверновым типом пустотности и жестким минеральным скелетом, что обеспечивает возможность их долговременной эксплуатации со стабильными рентабельными дебитами с применением механизированной добычи нефти, в отличие от «классической» нефтеносной баженовской свиты салымского типа.

2. Предложенный автором способ выделения коллекторов в отложениях баженовской свиты и оценки их емкости, основанный на анализе амплитуд приращений показаний нейтронного и плотностного (акустического) каротажей в плотных высокоскоростных прослоях, является достоверным и

высокоэффективным.

3. В пределах западной части Широтного Приобья нефтенасыщенные коллекторы баженовской свиты представляют собой выдержанные обширные гидродинамически связанные системы.

4. Примененные автором подходы к выделению коллекторов в разрезах скважин, прогноза зон их развития в межскважинном пространстве, оценки протяженности и гидродинамической связанности коллекторов позволяют значительно снизить риски при освоении месторождений нефти, приуроченных к баженовской свите запада Широтного Приобья.

Реализация результатов исследования и практическое значение работы Результаты исследований и рекомендуемые направления работ переданы нефтяной компании ОАО «РИТЭК» в виде рекомендаций, схем, карт и разрезов, составленных автором или при его непосредственном участии. Обоснованы конкретные рекомендации на поиски залежей нефти в баженовской свите, способов вскрытия продуктивных пластов и интенсификации притоков. С использованием результатов выполненных исследований в настоящее время осуществляется промышленная эксплуатация Галяновского и Средне-Назымского нефтяных месторождений. Пробурено 11 новых скважин, которые подтвердили результаты прогноза коллекторов в межскважинном пространстве. С использованием рекомендаций диссертанта испытаны неопробованные ранее отложения баженовской свиты в трех разведочных скважинах старого фонда, пробуренных более 20-ти лет назад. Во всех трех скважинах получены промышленные дебиты. Проведены успешные опробования отложений баженовской свиты в двух скважинах Апрельского месторождения, в результате которых получены дебиты нефти до 12 т/сут.

Апробация работы и публикации Основные результаты исследований обсуждались на заседаниях научно-технического совета ЗАО «Моделирование и мониторинг геологических объектов им. В.А.Двуреченского» (ЗАО «МиМГО»), докладывались на международной конференции геофизиков и геологов (г.Тюмень, 2007). Результаты проведенных исследований по теме диссертации опубликованы в трех статьях, изданных в ведущих рецензируемых научных журналах и изданий из перечня ВАК, в двух патентах и изложены в отчетах по научно-производственным работам ЗАО «МиМГО». Основные аспекты выдвигаемых концепций обсуждались с одним из основателей учения о нефтеносности баженовской свиты акад. РАН И.И. Нестеровым и прошли экспертизу в Центральной Геофизической Экспедиции с целью выработки временного методического руководства по оценке запасов нефти в баженовской свите изучаемых территорий с дальнейшим прохождением через директивные органы по надзору за недрами. Получено положительное решение Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам (Роспатент) на заявку о патентовании разработанных способов разведки (заявка №2008130973/28(03 8538)).

Фактический материал

В диссертационной работе использованы гсолого-промысловые данные и материалы ГИС, макроописания керна по более чем 50-ти поисковым, разведочным и эксплуатационным скважинам Галяновского, Срсдне-Назымского, Апрельского, Большого, Ольховского и Центрального месторождений; стандартные лабораторные исследования более 240 образцов керна из 15-ти скважин; геохимические исследования керна методом Rock-Eval по 230-ти образцам из 8-ми скважин; минералогические исследования методом релтгено-структурпого анализа более 200 образцов керна из 8-ми скважин, описания более 200 петрографических шлифов из 8-ми скважин, геохимические исследования пефтей но 17-ти скважинам, а также результаты специальной обработки и интерпретации свыше 1800 пог.км сейсморазведки МОГТ.

В основу диссертационной работы положены преимущественно материалы последних лег, накопленные благодаря активной научной и производственной деятельности открытого акционерного общества «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (ОАО «РИТЭК»), Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из 5-ти глав и содержит 185 страниц текста, иллюстрирована 50-ю рисунками. Список использованной литературы насчитывает 90 наименований.

* * *

Автор особенно благодарен д.г.-м.н., проф. М.В. Дахновой (ВНИГНИ) за возможность участвовать в интерпретации геохимических исследований керна и нефтей, а также за ценные советы при написании диссертации.

Автор выражает горячую благодарность всему коллективу ЗАО «МиМГО» за помощь в проведении научно-исследовательских работ, в особенности к.г.-м.н. В.Н. Колоскову, к.г.-м.н. С.С. Гаврилову, к.г.-м.н. А.А.Гусейнову, В.Д. Немовой за ценные советы при написании диссертации и корректировки общей схемы работы.

Автор также благодарен сотруднику кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова к.г.-м.н. Г.А. Калмыкову за критические замечания, которые позволили устранить ряд существенных недочетов и улучшить настоящую работу в целом.

ГЛАВА 1. Краткий геологический очерк территории исследования

1.1. Тектоника

В строении исследуемой территории принимают участие папеозойско-триасовые образования фундамента и юрско-кайнозойские отложения осадочного чехла. Фундамент слагают два структурных этажа: нижний - складчатые палеозойские толщи пород, верхний - базальты, переслаивающиеся с осадочными породами триасового возраста.

Согласно тектонической схеме осадочного чехла Западно-Сибирской плиты

(В. И.Шпильман, Н. И. Змановский, Л. Л. Подсосова и др., 1998) Средне-Назымское месторождение расположено в бортовой части Елизаровского прогиба, вблизи области его сочленения с Красноленинским сводом, а Галяновское -расположено на юго-восточной окраине Красноленинского свода.

Основным структурным элементом Средне-Назымской площади является одноименное поднятие, Галяновской - одноименный выступ.

1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Стратиграфическое расчленение разреза исследуемой территории произведено в соответствии с Региональными стратиграфическими схемами мезозойских и кайнозойских отложений Западной Сибири, утвержденными МСК РФ 9 апреля 2004г.

Геологический разрез представлен породами двух структурных подразделений: метаморфизованными породами палеозойско-триасового складчатого фундамента и терригенными - плитного чехла мезозойско-кайнозойского возраста.

1.3. Геологическое строение и нефтеносность баженовской свиты изучаемой территории

Баженовская свита на изучаемой территории сложена черными и темно-серыми, с коричневым оттенком, битуминозными аргиллитами, с плоским изломом, с листовато-чешуйчатой поверхностью, плитчатыми, тонкоомученными, с прослоями слабобитуминозных разностей с незначительной слюдистостью, часты прослои кремнистых и известковистых до соответственно радиоляритов и глинистых известняков, иногда доломитизированных. Общая мощность баженовской свиты от 30 до 40 м. Возраст свиты определяется как волжский (титонский) - берриасский, что по объему соответствует баженовской свите Салымского нефтяного месторождения (Ю.В. Брадучан, Ф.Г. Гурари, В.А. Захаров и др., 1986).

Баженовская свита благодаря специфическому литологическому составу является опорным отражающим (маркирующим) сейсмическим горизонтом «Б». В каротажном облике она характеризуется повышенными значениями радиоактивности. В её строении, как правило, участвуют две пачки - верхняя и нижняя. Верхняя - низкоскоростная, менее плотная, более радиоактивная, нижняя пачка высокоскоростная, более плотная, менее радиоактивная.

Верхняя пачка представлена в основном черными глинистыми породами с исключительно высоким содержанием органического углерода (Сорг до 25%, массы (М.В. Дахнова, 2009)). В ней отмечаются отдельные маломощные плотные пропластки с большим содержанием карбонатного и кремнистого материала.

Нижняя пачка имеет более сложное строение и представлена чередованием черных глинистых пород так же с высоким содержанием С„рг, глинисто-кремнистых и глинисто-карбонатных отложений. Граница между верхней и

нижней пачками отчетливо фиксируется по данным радиоактивного каротажа (РК). Мощность верхней пачки составляет от 15 до 20м, нижней пачки -15 м.

Подошва нижней пачки разными исследователями отбивается по-разному, из-за чего возникают недопонимания при оценке характера нефтеносности баженовской свиты и подстилающей её абалакской свиты. В диссертации для отбивки этой границы использованы критерии рекомендованные Ю.В. Брадучаном (Ю.В. Брадучан, Ф.Г. Гурари, В.А. Захаров и др., 1986). Эти границы полностью согласуются с границами аномально высоких значений Сорг, что отвечает системному критерию баженовской свиты, характеризующим её как толщу с высоким содержанием органического вещества (ОВ).

Баженовская свита территории исследования является нефтеносной толщей, с нормальным газовым фактором продукции не превышающим 100м3/т. К ней относится пласт ЮКо. Дебиты нефти изменяются в широких пределах от 0 до 150 м3/сут. Нефти легкие, плотностью от 0,811 до 0,866 г/см3. В целом нефти Галяновского месторождения более тяжелые (плотность от 0,851 г/см3), чем Средне-Назымского (плотность до 0,838г/см3), по мнению М.В. Дахновой это связано с разной степенью преобразованности ОВ в отложениях баженовской свиты на изучаемых месторождениях (М.В. Дахнова, 2009).

ГЛАВА 2. История и современное состояние вопросов изучения баженовской свиты

2.1. Общие сведения

Баженовская свита впервые выделена Ф.Г. Гурари в 1959 году в качестве подсвиты в составе марьяновской свиты, он же впервые указал на её возможную нефтеносность и предложил способ её вскрытия открытым забоем (Ф.Г. Гурари, 1961-1986).

Первоначально предполагалось, что она имеет однородный литологический состав и строение разреза (П.В. Ли и др., 1960), но по мере накопления фактического материала стало ясно, что это не так. В настоящее время выделяются три свиты-, баженовская, тутлеймская и мулымьинская, отличающиеся друг от друга некоторыми литологическими особенностями и стратиграфическим объемом, причем каждая из них подразделяется на несколько типов, в зависимости от района залегания (Ю.В. Брадучан, Ф.Г. Гурари и др., 1986).

Площадь распространения отложений баженовской свиты (вместе с одновозрастными аналогами) в центральной части Западно-Сибирского бассейна превышает 1 млн. км2. Она залегает на глубинах 2500-3000 м, толщина свиты изменяется от 10 м в краевых частях до 60 м в депоцентре бассейна осадконакопления. Температура варьирует от 80°С до 134°С в зависимости от глубины, пластовое давление меняется от гидростатического до аномально высокого (АВПД до 1.3-1.6) (И.И. Нестеров и др., 1985).

Впервые промышленные притоки нефти из баженовской свиты получены в 1967г. в скв. 15-р Салымского месторождения, при испытании которой получены

притоки нефти дебитом 5м3/еут и газа дебитом 1000-1200м3/сут (А.Я. Хавкин, 1992). Необычность баженовского резервуара Салымского месторождения заключается в том, что коллекторы приурочены к микрослоистым, листоватоватым аргиллитам с межслоевой пустотностью с высоким содержанием органического вещества. Пустотное пространство коллекторов сформировано в основном в результате автофлюидоразрыва пород по слоистости, возникающего под действием процессов преобразования органического вещества из твердого состояния в жидкое (И.И. Нестеров, 1977-1985). В ту пору мировая практика не имела опыта поиска залежей подобного типа ни, тем более метода подсчета запасов нефти. Не были известны признаки, позволяющие оконтурить и оценить площадь залежи.

Первые оценки запасов нефти в баженовской свите появились в 70-х годах прошлого столетия, о которых заговорили не только специалисты, но и политики и журналисты. Причина такого интереса - огромные величины ресурсов легкой нефти, аккумулированных в отложениях этого комплекса. Ресурсы многократно выше, чем в традиционных терригенных отложениях Западной Сибири! Их оценки у разных авторов отличались на порядок, что обусловлено неоднозначностью определения площадей залежей, неопределенностью идентификации коллекторов в разрезах скважин (А.Я. Хавкин, 1992).

Первый опыт разработки залежи нефти в баженовской свите приобретен на Салымском месторождении, которое введено в разработку в 1974 г. На начало 2006г. (почти 31 год разработки) накопленная добыча нефти достигла всего лишь 2.1 млн.т. Из 72-х пробуренных на опытном участке скважин - 11 «сухих», 25 выведены из разработки с накопленной добычей менее 1 тыс. тонн, только по 11-ти скважинам накопленная добыча нефти превысила 30 тыс. тонн (В.П. Степанов и др., 2007). В силу необычно высокой сжимаемости коллекторов, его фильтрационно-емкостные свойства целиком зависят от АВПД, при стравливании которого слои смыкаются и фильтрация практически прекращается, что делает невозможным применение механизированной добычи. По данным В.П. Степанова и др. (2007), до 2006г. разработка на опытном участке Салымского месторождения велась исключительно на естественном упругом режиме. На 01.01.2006г. в работе оставались 9 скважин, суммарная годовая добыча по которым составляла 26 тыс. т (средний дебит безводной нефти около 8.0т/сут) (В.П. Степанов и др., 2007).

Таким образом, имеющийся опыт освоения нефтяного потенциала баженовской свиты на Салымском месторождении нельзя назвать успешным.

Геологии, перспективам нефтеносности и разработке баженовской свиты Западной Сибири и её аналогов посвящены работы многих исследователей (Трофимук A.A., Нестеров И.И., Конторович А.Э., Гурари Ф.Г., Добрынин В.М., Баженова O.K., Баженова Т.К., Белкин В.И., Вассоевич Н.Б., Вольпин С.Г., Днепровская Н.И., Елисеев В.Г., Ефремов Е.П., Желтов Ю.В., Зарипов О.Г, Зубков М.Ю., Каптелинин Н.Д., Карогодин Ю.Н., Клубова Т.Т., Климушина Л.П., Корж М.В., Крылов H.A., Корнев Б.В., Козлова М.И., Краснов С.Г., Малофеев Г.Е.,

Мартынов В.Г., Мелик-Пашаев B.C., Нестеров В.Н., Скоробогатов В.А., Славкнн B.C., Сонич В.П., Сургучев МЛ., Толстов H.A., Умрихин И.Д., Федорцов В.К., Фурсов А.Я., Хавкин А.Я., Халимов Э.М., Юсупов К.С., и многих других). Особое место среди исследователей занимают Ф.К. Салманов и A.B. Тян, благодаря которым отложения бажсновской свиты стали рассматриваться как высокоперспективпый объект для нефтедобычи. Значительный вклад в изучение баженовской свиты внесли научные школы СНИИГГиМС, ЗалСибНИГНИ, ИНГТ СО РАН, ЗапСибНИИГеофизика, ВНИГРИ, ВНИГНИ и ряд других.

За 40 лет изучения нефтеносности баженовской свиты выявлены нефтепроявлепия на десятках площадей; накоплен большой объем фактического материала, на основании которого выделены несколько различных типов баженовской свиты; издано множество публикаций н научных работ; предложены различные подходы к изучению баженовских резервуаров-феноменов; введены в эксплуатацию опытные участки Салымского, Ем-Еговского, Правдинского, Маслиховского, Галяновского и Среднс-Назымского месторождений.

Однако, несмотря на сорокалетний период исследований, до сих пор отсутствуют системные критерии разведки баженовской свиты, оценки перспектив вскрытых скважинами разрезов, а также технологии для эффективной разработки. Как отмечено выше, это связано с высокими геологическими рисками поисков, разведки и освоения месторождений нефти в баженовской свите, для снижения которых необходимо применение принципиально новых подходов. Никакое научное изучение бажсновской свиты не может быть эффективным без массированного промышленного эксперимента, который связан с огромными экономическими рисками.

Нефтяная компания ОАО «РИТЭК» - инновационный авангард ОАО «ЛУКОЙЛ» одна из немногих нефтяных компаний, которая пошла на этот риск и в 2006 году приобрела лицензии на разработку Галяновского и Средне-Назымского месторождений, в которых основные перспективы промышленной нефтеносности связаны с нижнетутлеймской подсвитой. В результате активных работ в кратчайшие сроки оборудован нефтепромысел и начата опытно-промышленная эксплуатация залежей нефти нижнетутлеймской подсвиты, за три года пробурено 14 новых скважин, в большинстве из которых интервал нижнетутлеймской подсвиты пройден со сплошным отбором керна, практически во всех эксплуатационных скважинах выполнены геофизические исследования скважин, входящие в комплекс «приток-состав», нацеленные на выявление интервалов притока. В ряде скважин проведены раздельные поинтервальные испытания отложений нижнетутлеймской подсвиты. Керновый материал и продукция скважин изучены в ведущих лабораториях нашей страны. 2.2 Вопросы изучения коллекторов баженовской свиты

Одной из основных проблем, сдерживающей массированное освоение нефтяного потенциала баженовской свиты, является проблема выделения коллекторов в разрезах скважин.

Вследствие гидрофобное™ пород, слагающих разрез баженовской свиты, прямые качественные признаки наличия коллекторов но данным геофизических исследований скважин (ГИС) отсутствуют, а из-за хрупкости пород и аномально высокого пластового давления (АВПД) целостный керн не выносится на поверхность. Исследования показали, что при умеренных репрессиях коллекторы баженовской свиты Салымского месторождения практически не пропускают воду в пласт (Ю.Е. Батурин, В.П. Сонич и др., 2005), что делает невозможным использование метода двух растворов для выделения коллекторов в разрезе.

По данным И.И. Нестерова коллекторами нефти на Салымском месторождении служат бажениты - породы с микролинзами органического вещества и гидродинамически связанными полостями. Коллекторы образовались в результате автофлюидоразрыва по слоистости. Фильтрационные и емкостные свойства обусловлены трещинами, раскрытость которых контролируется АВПД, при стравливании которого фильтрация прекращается (И.И. Нестеров, 1977-1985). Четкие каротажные признаки таких коллекторов отсутствуют.

Указанные особенности коллекторов делают невозможным эксплуатацию залежей баженовской свиты Салымского месторождения на депрессии, поэтому единственно возможным способом добычи является упругий режим (естественного истощения). Об этом свидетельствуют фактические данные, накопленные за время эксплуатации (В.П. Степанов и др., 2007).

Исследованию коллекторов баженовской свиты Салымского месторождения и его окружения посвящено множество работ и разработано множество геолого-гидродинамических моделей продуктивных отложений (Белкин В.И., 1983-1985; Вольпин С.Г., 1982-1984; Днепровская Н.И., 1982-1984; Добрынин В.М., 19791980; Ефремов Е.П., 1983-1985; Зарипов О.Г., 1977-1986; Желтов Ю.В., 1983-1988; Зубков М.Ю., 1986-2006; Каптелинин Н.Д., 1983-1985; Коровина ТА., 2004; Корж М.В., 1980; Клубова Т.Т., 1980; Корнеева Б.В., 1980; Мартынов В.Г., 1979-1980; Малофеев Г.Е., 1983-1988; Мелик-Пашаев B.C., 1980; Нестеров И.И., 1977-1985; Нестеров В.Н., 1978г; Сонич В.П., 1978-1986; Сургучев М.Л., 1983-1988; Толстое Л.А., 1983-1988; Умрихин И.Д., 1982-1984; Федорцов В.К., 1978; Халимов Э.М., 1980; Хабаров В.В., 1978-1999; Хавкин А.Я., 1983-1992; Юсупов К.С., 1978-1980 и ДР-)-

В диссертационной работе приведено краткое описание большинства из этих моделей природных резервуаров и изложены современные тенденции в их развитии.

Большая часть моделей основана на исследовании геолого-промысловых и гидродинамических данных, но в них отсутствуют практические указания для выделения коллекторов в разрезах скважин. В.П. Сонич и В.В. Хабаров и др., (1988) предложили методику выделения коллекторов в разрезе баженовской свиты Салымского месторождения по данным геофизических исследований скважин, но она не получила широкого распространения.

Для решения вопросов выделения коллекторов в разрезе нижнетутлеймской

подсвиты на Галяновском и Средне-Назымском месторождениях ОАО «РИТЭК» привлекало организации, имеющие опыт исследований аналогичных отложений в пределах Салымекого месторождения и его обрамления (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ООО «Тюменская геофизическая компания» и др.), которые руководствовались авторскими методиками, разработанными для баженовской свиты салымского типа строения. Дальнейшие промысловые исследования показали их недостаточную эффективность. По мнению диссертанта, это связано с тем, что баженовская свита в этом районе имеет ряд индивидуальных особенностей, которые необходимо учитывать при выделении коллекторов в разрезах скважин.

2.2 Некоторые результаты опытно-промышленной разработки Галяновского и Средне-Назымского месторождений

С конца 90-х годов прошлого века в некоторых скважинах Галяновского и Средне-Назымского месторождений ведется опытно-промышленная эксплуатация (ОПЭ). До 2007г. был только лишь сезонный вывоз нефти, после этого времени ОПЭ ведется круглогодично при оборудованном нефтепромысле. За это время накоплена информация, позволяющая сделать ряд ценных выводов.

На изучаемой территории имеются скважины с накопленной добычей более 30 тыс. тонн, которые до сих пор продолжают фонтанировать, это может свидетельствовать о том, что они дренируют значительные по площади резервуары. Несколько старых скважин и ряд новых (на начало 2009г. всего 6 шт.) эксплуатируются механизированным способом с использованием электрических центробежных насосов (ЭЦН), среди которых скв. 41 Галяновского месторождения, имеющая горизонтальное окончание. Траектория последнего находится исключительно в отложениях нижнетутлеймской подсвиты, что исключает любые перетоки нефти из других отложений, в частности, из подстилающей её абалакской свиты.

Таким образом, нижнетутлеймская подсвита на изучаемой территории имеет высокие перспективы для нефтедобычи и содержит коллекторы, которые позволяют вести эксплуатацию на депрессии, что выгодно отличает её от баженовской свиты салымского типа строения.

ГЛАВА 3. Коллекторы нефти в разрезе баженовской свиты на западе Широтного Приобья

3.1. Каротажные признаки интервалов притока

В процессе опытно-промышленной эксплуатации Галяновского и Средне-Назымского месторождений доказана возможность эксплуатации отложений нижнетутлеймской подсвиты на депрессии со стабильными рентабельными дебитами, что свидетельствует о принципиально другом типе коллектора, чем в отложениях баженовской свиты Салымского месторождения.

Для того, чтобы выявить каротажные признаки интервалов коллекторов в отложениях нижнетутлеймской подсвиты Галяновского и Средне-Назымского

месторождений, по скважинам с дебитами не менее 10 т/сут, в которых выполнены промыслово-геофизические исследований (ПГИ), нацеленные на выявление интервалов притока, проведено сопоставление с комплексом геофизических исследований в открытом стволе. При этом особое внимание уделено прямым методам регистрации интервалов притока, прежде всего, механической дебитометрии (B.C. Славкин, А.Д. Алексеев и др.,2007).

В результате такого сопоставления, проведенного по 7-ми скважинам, выявлено, что приточные интервалы, заверенные ПГИ, имеют характерный каротажный облик по данным ГИС открытого ствола, к которым относится совокупность следующих признаков:

о относительного минимума по гамма-каротажу (ГК); о относительного максимума по нейтронному каротажу (НК); о относительного минимума по акустическому каротажу (АК).

То есть, интервалы притока в нижнетутлеймской подсвите Галяновского и Средне-Назымского месторождений имеют каротажные признаки плотных высокоскоростных прослоев с пониженной относительно фоновых показаний величиной естественной радиоактивности. Пример сопоставления по скв.219 Средне-Назымского месторождения, иллюстрирующий этот вывод, представлен на рис.1а. Во время проведения исследований дебит в этой скважине составил 110 м3/сут, что свидетельствует о достоверности выделенных интервалов притока (механический дебитомер имеет порог чувствительности не менее 15-20м3/сут).

Вывод о каротажном облике коллекторов согласуется с результатами поинтревальных испытаний в скв.2031 Галяновского месторождения, в которой сперва опробована толща, в которую не входят плотные высокоскоростные прослои, и приток не был получен, затем при простреле указанных прослоев получен приток дебитом ~2м3/сут.

Необходимо отметить, что выявленные признаки являются лишь необходимым условием наличия коллектора, но никак не достаточным. В ряде скважин отмечаются прослои им удовлетворяющие, но из них притоки отсутствуют. Так, например, в скв. 2024 Галяновского месторождения плотные высокоскоростные прослои в разрезе присутствуют в изобилии, но при опробовании притока практически не получено (дебит 0,3 м3/сут). 3.2. Литологический состав интервалов притока

С целью изучения литологического состава коллекторов и причин, по которым одни плотные высокоскоростные прослои являются коллекторами, а другие нет, выполнены исследования образцов керна методами рентгено-фазового анализа, заверенного петрографическим изучением в прозрачных шлифах. Исследования показали, что плотные высокоскоростные прослои представлены карбонатными породами (известняки, доломиты) и кремнистыми (опоками -породами сложенными аморфным кремнистым веществом - опалом) (А.Д. Алексеев, В.Д. Немова и др., 2009). Причем для Средне-Назымского и севера Галяновского месторождений указанные прослои представлены в основном

карбонатными породами, а на юге Галяновского месторождения - кремнистыми.

Этот факт определил заметно большую эффективность глинисто-кислотной обработки (ГКО) призабойной зоны с целью интенсификации притоков нефти в скважинах Средне-Назымского и севера Галяновского месторождений, эффект которой сравним с эффектом от гидроразрывов пластов.

По результатам исследования керна пустоты, заполненные УВ, представлены в основном трещинами и кавернами.

Практически полное отсутствие притоков в скв. 2024 Галяновского месторождения связано с тем, что существовавшие в плотных высокоскоростных прослоях пустоты залечены вторичным кристаллическим кальцитом рис. 1г. 3.3. Выделение коллекторов с использованием результатов геохимических исследований керна

Методы ПГИ имеют пороги чувствительности и не всегда однозначно интерпретируются. В связи с этим, для увеличения доказательной базы при выделении коллекторов в отложениях баженовской свиты территории исследования, применен ещё один альтернативный метод, основанный на интерпретации результатов геохимических исследований керна, проведенных на установке Rock-Eval 6. Исследования керна выполнены в геохимическом центре ВНИГНИ (М.В. Дахнова, 2009).

Баженовская свита, будучи нефтематеринской, по всему разрезу насыщена свободными углеводородами, наличие которых характеризует геохимический показатель S] Rock-Eval. Часть из них является неподвижными, т.е. автохтонными, представленными, так называемой микронефтью, генетически связанной с органическим веществом её спродуцировавшим. Такие УВ, как правило, находятся в запечатанных порах нефтематеринской матрицы.

Но есть параавтохтонные - подвижные свободные углеводороды, которые утратили связь с исходным органическим веществом, но не мигрировали за пределы нефтематеринской свиты.

Интервалы разреза, насыщенные параавтохтонными УВ, характеризуются аномально высокими значениями показателя Si' Rock-Eval при определенном уровне Сорг(рис. 16.). Очевидно, что именно эти интервалы разреза, содержащие параавтохтонные УВ, могут быть ассоциированы с коллекторами, так как допускают фильтрацию флюида. Важно отметить, что этот критерий может быть использован для выделения интервалов коллекторов и в низкопродуктивном разрезе баженовской свиты, керн из которого не разрушается при подъеме.

Как показало сопоставление распределения по разрезу показателя Si Rock-Eval с комплексом ГИС в открытом стволе, образцы керна, насыщенные параавтохтонными УВ, однозначно привязываются к интервалам, имеющим три вышеозвученных каротажных признака плотных высокоскоростных прослоев рис. 1в.

aj

Выявление образцов керна, насыщенных

параавтохтонными УВ, в скв. 42 Галяновского месторождения

связь с мех

одним С

6.0 8-0 Ю.О 12.0 Сорг, % массы

Скв. 219 Средне-Назымская

Скв. 42 Галяновская

Фотография шлифа из плотного высокоскоростного прослоя в скв. 2024 Галяновской

б)

Условные обозначения:

¿Г

интенсивность притока по данным механической дебитометрии

- уплотнение по данным нейтронного каротажа '*'

• - образец, насыщенный автохтонными УВ

- интервал перфорации 0 _ образец, насыщенный параавтохтонными УВ

МИ - микритовый известняк, разбитый микро---- граница трещины, залеченной кальцитом . ,

f f ' - трещинами флюидоразрыва заполненными УВ

Рис. 1 Выявление коллекторов в разрезе баженовской свиты : а) по данным промыслово-геофизических методов; б), в) по результатам интерпретации геохимических исследований керна методом Rock-Eval; г) по результатам петрографических исследований керна в прозрачных шлифах

14

3.4. Интерпретация данных геофизических исследований скважин с целью выделения коллекторов

В процессе проведения исследований замечено, что в плотных высокоскоростных прослоях, в зависимости от того являются они приточными или нсприточными по данным «приток-состава», соотношения между амплитудами приращений показаний нейтронного (НКТ, НГК), илотностного (ГГКп) и акустического каротажей (АК, ДТ) относительно вмещающих пород описываются разными статистическими закономерностями, что вполне логично. Очевидно, что при фиксированном приращении нейтронного каротажа в плотном высокоскоростном прослое с коллекторами увеличение плотности относительно вмещающих пород будут меньше, чем на интервале нсколлекторов, так как коллекторы, в силу имеющихся в них трещин и каверн, имеют меньшую плотность, чем иеколлекторы. Аналогично, приращение по скорости пробега упругих колебаний в нсколлекторах будет больше, чем в коллекторах.

Эти факты позволяют разделить всю совокупность плотных высокоскоростных прослоев нижнетутлеймской подсвиты на коллекторы и неколлекторы. Для этого необходимо вынести на координатную плоскость амплитуды приращений показаний двух методов (из указанных выше) на плотных высокоскоростных пропластках. Другими словами, построить кросс-плот. Полученные точки должны разделиться на две группы, каждая из которых описывается своим трендом. Тренд в области высоких значений плотности (скорости) описывает зависимость для неколлекторов, а тренд в области низких значений плотности (скорости) - для коллекторов. В зависимости от принадлежности к тренду тот или иной прослой относится к коллекторам или неколлекторам. На рис.2а это показано на примере скв. 2034 Галяновской, в которой проведен комплекс исследований «приток-состава». Дебит нефти при проведении исследований составил -20 т/сут.

Для выделения коллекторов наиболее подходят нейтронный и плотностной каротажи, они хорошо работают в разрезе баженовской свиты, имеют практически одинаковую разрешенность и схожие физические основы методов.

Более наглядным и удобным при автоматической интерпретации ГИС является метод пересчета (нормализации) одного метода на показания другого в плотных высокоскоростных прослоях, заведомо не являющихся коллекторами. В результате этой процедуры, показания наблюденного и пересчетного каротажей в интервалах неколлскторов совпадут, а в коллекторах разойдутся. Пересчет нейтронного каротажа в плотностной проводится обычным масштабированием до совпадения показаний на плотных прослоях-неколлекторах, которые могут быть выявлены с помощью построения кросс-плота, либо взяты из вмещающих отложений.

В случае отсутствия плотностного каротажа можно пересчитать диаграмму акустического каротажа в нейтронный. Это возможно сделать с использованием выражения для интенсивности (1щЛ, выведенного по теоретическим основам

нейтронного каротажа (Н.З. Заляев, 1990):

1кк=Ве"1' (1)

и уравнения среднего времени:

К„ =(ДТ- ДТСК)/(ДТЖ- ДТСК), (2)

где ц я аК„ — эффективный коэффициент поглощения нейтронного потока, В — аппаратурная постоянная, Ь - толщина поглощающего слоя, Тгк., ДТ* -интервальные времена пробега упругой волны в скелете породы и в жидкости соответственно.

Тогда итоговая формула пересчета будет иметь вид:

1якАК=Вехр[-а(ДТ-Тск)/(ДТж-Т1К)], (3)

величины Ген, ДТЖ оцениваются стандартным образом; а, В, - подбираются при нормировке на заведомо нетрещиноватые плотные высокоскоростные прослои -неколлекторы; через 1вкАК обозначена рассчитанная с помощью акустического каротажа интенсивность нейтронного каротажа.

Пример интерпретации скв. 2034 Галяновской представлен на рис. 26. 3.5. Оценка свойств коллекторов по геофизическим данным

Величина получившегося расхождения между наблюденной кривой и иересчстной количественно связана с пустотностъю. Если бы возможно было поднять керн из коллекторов с сохраненной пустотностыо и замерить её величину в лаборатории, то следовало бы построить корреляционные зависимости между величинами расхождений и замеренной на керне пустотностыо, но в силу того, что поднять целостный керн не представляется возможным, то необходимо искать обходные пути.

Пересчитанный в показания нейтронного акустический каротаж, в соответствии с методикой пересчета, в которой никак не учитывается влияние трещин и каверн, характеризует плотные высокоскоростные прослои как монолитные, имеющие только норовую составляющую пустотности.

Наблюденный нейтронный каротаж характеризует реальную ситуацию, поэтому если принять, что наблюденные показания описываются более сложной моделью, которая учитывает влияние трещин и каверн, то возможно выйти на оценку трещино-каверновой пустотности.

Более сложная модель, учитывающая влияние трещинно-кавернового пространства, может быть получена в аналогичном вышеописатюму порядке, только вместо уравнения среднего времени можно использовать формулу, которая применяется для порово-трещинпого коллектора (Методические рекомендации ...,1990г.):

ДТ=ДТхКпск + гДТжК„1р+ДТск(1-К11,к-Кптр), (4)

где К,," и К„тр пористость скелета породы и коэффициент пустотности трещин, соответственно, величина у= сгек\'ск/2ажЛ/ж +стжУ>:/аСкЛ'ск- меняется от 1 до 6, в зависимости от соотношения акустических жесткостей упругой среды.

Тогда модель фактических показаний будет следующая:

1нк=В'ехр[-а(ДТ-ТСк.-ДТж (у-1)К„тр)/(ДТж-Тск)]. (5)

Кросс-плот амплитуд приращений (относительно вмещающих пород) методов ГИС на плотных высокоскоростных прослоях

а)

Условные обозначения:

1 - порядковый помер плотного высокоскоростного прослоя

- плотный высокоскоростной прослой, из которого по данным комплекса "приток-состав" притоки отсутствуют

Щ - плотный высокоскоростной прослой, из которого по

данным комплекса "приток-состав" имеются притоки нефти

|Щ - коллектор по результатам

автоматизированной интерпретации

. - уплотнение по данным нейтронного каротажа

Радиоактивный

Стандартный

Акустический

Плотностной

Сопоставление

ДТ,мкс/м

ГГКП.г/смЗ

ГГКП,г/смЗ

НК из ДТ.у.е НКТб,у.е. 8

ИК,мСм/м

ГК.мкР/ч

ГГКП из НКТб.г/смЗ

ГГКП из НКТб - диаграмма нейтронного каротажа по тепловым нейтронам нормализованная на показания плотностного каротажа в плотных высокоскоростных прослоях, характеризующихся отсутствием притоков

НК из ДТ - диаграмма акустического каротажа нормализованная

на показания нейтронного каротажа вв плотных высокоскоростных прослоях, характеризующихся отсутствием притоков

Рис.2. Результаты выделения коллекторов в отложениях нижнетутлеймской подсвиты в скв.

б)

2034 Галяновского месторождения

Разделив выражение (5) на (3) и прологарифмировав частное можно получить:

К„тр=(ДТж-Тск) 1п(1„к/ 1нкАК)/аДТж (7-1). (6)

Если ввести величину С=(ДТх-Т\к)/аДТж(у-1), то окончательная формула примет простой вид:

К„тр=С,1п(1„к/ 1нкАК)1 (7)

где 1НК11„кАК - интенсивности нейтронного каротажа фактического и пересчетного, рассчитанного по данным акустического каротажа. Если принять, что коллектор баженовской свиты изучаемой территории описывается этой моделью, то трещино-каверновая пустотность в плотных высокоскоростных прослоях пропорциональна логарифму отношения показаний фактической кривой и пересчетной. Коэффициент пропорциональности С определяется в процессе пересчета.

Применение описанного способа интерпретации позволило установить следующие характеристики разреза: мощность индивидуального прослоя коллектора от 0,4м до 2м, в основном менее 1 м; суммарная эффективная мощность коллекторов изменяется в пределах от 0 до 8 м; величина трещино-каверновой пустотности коллекторов изменяется от 0,5 до 6%.

В приведенной методике много разных предположений и допущений. Поэтому величины, полученные с её помощью, нуждаются в серьёзной дополнительной проверке. Эта проверка осуществлена несколькими способами.

В силу того, что притоки нефти весьма существенны, а мощность коллекторских прослоев невелика, то это говорит о том, что фильтрация происходит не по одной трещине, а по сети. Об этом же свидетельствуют как сохранившиеся фрагменты керна из коллекторских прослоев, так и тот факт, что керн из наилучших коллекторов рассыпается в щебень.

Это означает, что емкость коллекторов должна коррелировать с притоками.

С помощью корреляционного анализа выявлено, что интенсивность притока по данным механической дебитометрии из индивидуального прослоя коррелирует с его емкостью, рассчитанной по разработанной методике, а суммарная емкость коллекторов нижнетутлеймской подсвиты коррелирует с коэффициентом продуктивности по скважине. Коэффициент корреляции в обоих случаях более 0,8, что говорит о достоверности полученных результатов.

Результаты выделения коллекторов и оценки их свойств использованы в ОАО «ВНИИнефть» при гидродинамическом моделировании опытного участка Средне-Назымского месторождения. Авторы гидродинамической модели отмечают, что существенных трудностей при адаптации модели на фактические промысловые данные не возникало, в результате чего достигнута высокая степень соответствия расчетных дебитов и добычи по фактическим данным, что также свидетельствует о корректности полученных в результате интерпретации данных.

Таким образом, можно сделать следующие выводы:

о по результатам трех независимых видов исследований с использованием прямых геофизических методов определения интервалов притока, интерпретации геохимических исследований керна, выполненных методом Rock-Eval, поинтервального испытания разреза, выявлено, что коллекторами нефти в баженовской свите на западе Широтного Приобья являются плотные высокоскоростные прослои; о по результатам литологических исследований методами рентгено-фазового анализа, заверенного петрографическими исследованиями керна в прозрачных шлифах, плотные высокоскоростные прослои представлены преимущественно карбонатными (известняки и доломиты) и кремнистыми (опоками - сложенными аморфным веществом опалом) породами; о не все плотные прослои автоматически являются коллекторами, так как существовавшие в них сообщающиеся пустоты могут быть выполнены вторичными минералами, например, кальцитом; о методика интерпретации ГИС, основанная на использовании соотношений между амплитудами приращениями нлотностного, акустического и нейтронного каротажей, позволяет из всей совокупности плотных высокоскоростных прослоев выделять коллекторы и оценивать их емкость.

ГЛАВА 4, Прогноз зон развития коллекторов баженовской свиты в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки 4.1 Общие сведения об использованных технологиях

В ЗАО «МиМГО» коллективом исследователей под руководством проф. B.C. Славкина на протяжении ряда лет (1995-2007гг.) успешно развиваются методики прогноза типов разреза, в основу которых положен спектрально-временной анализ (СВАН) сейсмических данных, разработанный И.А. Мушиным (1985).

Первые попытки применения этих методик для решения проблем баженовской свиты коллектив ЗАО «МиМГО» осуществил в 2003 году по северному обрамлению Большого Салыма (Сахалинское месторождение). Работа велась в тесном контакте специалистов ЗАО «МиМГО» (B.C. Славкин и др.) и ОАО «Сургутнефтегаз» (И.М. Кос и др.).

С целью геометризации зон развития коллекторов нижнетутлеймской подсвиты Галяновского и Средне-Назымского месторождений применены технологии спектрально-временного анализа (СВАН), факторного анализа спектрально-временных параметров (ФА СВП) и факторного анализа параметров амплитудно-частотного спектра (ФА ПАРС) сейсмической записи. Дополнительно привлечены результаты решения обратной динамической задачи (ОДЗ) сейсморазведки методом 11АРМ (З.И. Дубровский, 1987).

4.2. Методика проведения и результаты

На Галяновском и Средне-Назымском месторождениях четко выделяются три группы скважин: к первой группе относятся высокопродуктивные скважины (коэффициент продуктивности больше 1м3/(сут-МПа)). Для этих скважин характерные величины удельной емкости изменяются от 0,18 до 0,29 м3/м2 при среднем значении 0,243 м3/м2, максимальный дебит в этой группе скважин достигает 150 м3/сут, а средний дебит составляет несколько десятков кубометров в сутки. Ко второй группе относятся скважины с коэффициентом продуктивности меньше 1м3/(сутМПа) для них характерные величины удельной емкости от 0,010 м3/м2 до 0,086 м3/м2 при среднем значении 0,034 mVm2, что практически на порядок меньше, чем этот же показатель в скважинах первой группы. Дебиты нефти этой группы скважин лежат в пределах от первых кубометров в сутки до 10 м3/сут. И, наконец, к третьей группе относятся «сухие» скважины (их всего две), характеризующиеся практически нулевым значением эффективной удельной емкости. Здесь под удельной емкостью понимается аналог эффективной удельной емкости поровых коллекторов

q=flW Hi, (8)

где индекс i пробегает от 1 до ^(количество прослоев коллекторов).

Указанные типы разреза находят отображение в сейсмическом волновом поле. На рис.3 а представлены эталонные спектрально-временные образы (СВО) по скважинам Галяновского и Средие-Назымского месторождений. Как видно они хорошо различаются между собой.

Сегодня и ещё долгое время промышленное освоение запасов нефти баженовской свиты будет делом весьма рискованным, требующим принципиальных инновационных подходов, и экономически оправданным в том случае, когда в процессе разработки будут получать высокие дебиты нефти. Таким образом, разбуривать второй и уж тем более третий тип разреза не представляется целесообразным по крайне мере на данном этапе освоения территории исследований. Следовательно, задача сейсмического прогноза должна быть направлена на поиск и локализацию участков развития первого типа разреза, способного при применении прогрессивных инновационных технологий обеспечить в среднем рентабельную добычу нефти. В некотором приближении можно рассматривать локальные участки развития I типа разреза как аналог залежей нефти в резервуарах традиционного типа.

В дальнейшем по профилям с выбранном шагом рассчитываются СВО, которые визуально (классический СВАН) или с использованием формализованных критериев (ФА СВП, ФА ПАРС) сравниваются с эталонными, и на основании этого исследуемая точка относится к зоне развития того или иного типа разреза баженовской свиты. Затем точки, в которых определены одинаковые типы разреза, объединяются и строится карта типов разреза.

В результате исследований в пределах Галяновского и Средне-Назымского

месторождений выделены три крупных зоны развития I типа разреза, которые разделены II типом разреза рис. 36.

4.3. Идентификация гидродинамической связи полей нефтеносности и оценка их протяженности

Для дальнейшего освоения и планирования разработки важно иметь представления об флюидодинамической сообщаемости полей нефтеносности. При современном состоянии разбуренности территории Галяновского и Средне-Назымского месторождений и технологических характеристик промысла для проведения масштабного гидропрослушивания нет возможностей. Поставленная задача решена методами резервуарной геохимии (М.В. Дахнова, А.Д. Алексеев и др., 2007).

Нефти из 17-ти скважин, эксплуатирующих залежи нижнетутлеймской подсвиты, изучены с помощью газовой хроматографии (ГХ) с использованием метода отпечатков пальцев (метод резервуарной геохимии (Kaufman, 1987)), широко применяемого как западными, так и отечественными нефтяными компаниями при решении задач, связанных с разведкой и разработкой залежей. В частности, для определения протяженности резервуаров, оценки их вертикальной и горизонтальной флюидосообщаемости.

В основе метода лежит анализ вариаций в индивидуальном углеводородном составе нефтей и их сравнение по специфическим показателям, представляющим собой величины отношений высот выбранных пар хроматографических пиков. Результаты ГХ анализов представляются в виде звездных диаграмм, на лучах которых откладываются величины полученных параметров. Звездные диаграммы наглядно иллюстрируют сходство или различие сравниваемых образцов (рис. Зв).

Эмпирически установлено, что в едином хорошо сообщающемся резервуаре звездные диаграммы нефтей идентичны (расхождение в длине лучей не превышает 5%), в то время как для нефтей из разобщенных резервуаров они существенно различаются.

ГХ анализы нефтей проведены на хроматографе НР-5890 в геохимическом центре ВНИГНИ (М.В. Дахнова, 2009). В результате исследований установлено, что скважины Средне-Назымского месторождения (210, 218, 219, 3000, 228, 220, 215, 401) эксплуатируют одну и ту же залежь. Расстояние между наиболее удаленными скв. 228 и скв. 219 около 12 км. Скважины юга Галяновского месторождения (2034, 2035, 2033, 41, 39, 2631) эксплуатируют другую единую залежь. Расстояние между наиболее удаленными скв. 2631 и скв. 39 около 4 км.

Район скв. 42 Галяновской относится к перспективному участку в северной части Галяновского месторождения.

Эта скважина во время проведения сейсмогеологического прогноза ещё не была пробурена, и район, который она вскрывает, по результатам прогноза отнесен к неопределенному типу разреза в силу того, что параметры сейсмической записи на этой территории не соответствовали эталонным.

Спектрально-временные образы

Карта зон развития „ ,

коллекторов (типов разреза) Звездные диаграммы нефтеи

Условные обозначения: щ219- номер скважины

Зоны распространения типов разреза: I I -1 типа

] - II типа ] - III типа

"X" - неопределенного типа

б)

Скв. Галяновб: Сого м-я . , -•-СКВ.2034 / — СКВ.2035 / СКВ.2033

^ СКВ .41 // ~ СКВ.39 - СКВ.2631 х~—— скв.210

* / Ж — скв.218

\ М — скв.219

/ г /V • скв.3000

/ Л ^Д/в скв.228

/ / — скв.220

_/ ,/ „ \ скв.215 ( кв. Средне-Назымского м-я .„. * СКВ.40 I

в)

1.5 \ 1 10 / уГ / . 3

/ \ / Ч\ скв.42

г)

Рис.3. Результаты прогноза зон развития коллекторов отложений нижнетутлеймской подсвиты на Галяновском и Средне-Назымском месторождениях _ _______ __ ,_22.

После выхода скв. 42 из бурения в ней отобраны пробы нефти, которые также были изучены методами ГХ.

В результате установлено, что нефть из этой скважины имеет свою особенную звездную диаграмму, которая больше похожа на таковую Средне-Назымских скважин, чем Галяновских рис. Зг.

Таким образом, по результатам сейсмогеологического прогноза типов разреза нижнетутлеймской подсвиты на территории Галяновского и Средне-Назымского месторождений выделены три обширные зоны развития наилучших коллекторов и с использованием методов резервуар ной геохимии обоснован протяженный характер спрогнозированных перспективных зон.

ГЛАВА 5. Построение моделей залежей нефти в отложениях нижнетутлеймской подсвиты Галяновского и Средне-Назымского месторождеий

5.1. Методика построений

В условиях сильной латеральной и вертикальной изменчивости коллекторов баженовской свиты обычные двухмерные модельные представления весьма ограничены. В связи с этим большие перспективы имеют трехмерные модели.

Традиционные подходы построения трехмерных (объемных) моделей не годятся, так как не позволяют построить адекватные модели в условиях сильной изменчивости разреза при редкой сетке скважин. В ЗАО «МиМГО» разработана методика трехмерного моделирования (патент РФ №2305301, международный патент \УО 2008/041885), которая использует карту типов разреза при моделировании латеральной неоднородности и геолого-статистические разрезы типов разреза для моделирования вертикальной неоднородности.

Для построения трехмерных моделей залежей нефти в отложениях нижнетутлеймской подсвиты Галяновского и Средне-Назымского месторождений применен авторский подход ЗАО «МиМГО».

5.2. Оценка подтверждаемое™

После построения модели на Галяновском и Средне-! 1азымском месторождениях на нижнетутлеймскую подсвиту пробурено 11 новых скважин и опробованы три ранее неиспытанные скважины, пробуренные более 20 лет назад. Все скважины подтвердили прогнозируемые характеристики с хорошей точностью (погрешность в эффективных толщинах не превысила 2м).

Па основании построенной геологической трехмерной модели в ОАО «ВНИИнефть» проведено гидродинамическое моделирование опытного участка Средне-Назымского месторождения в районе скв. 219. Авторы гидродинамической модели отмечают её хорошее качество и, что существенных трудностей при адаптации модели на фактические данные по разработке в процессе

гидродинамического моделирования не возникало.

В окружении скв.219 Средне-Назымского месторождения и скв.39 Галяновского, накопленная добыча в которых составляет более 30 тыс. тонн, по результатам бурения новых скважин отмечено сниженное пластовое давление, что еще раз подтверждает гидродинамическую связь внутри полей нефтеносности на изучаемых месторождениях.

Заключение

В процессе работы получены основные результаты:

1. Разработан способ выделения коллекторов и оценки их свойств в отложениях баженовской свиты по данным геофизических исследований скважин для ряда месторождений запада Широтного Приобъя.

2. Изучен литологический состав коллекторов баженовской свиты на ряде месторождений запада Широтного Приобъя. Коллекторы представлены преимущественно карбонатными (известняки и доломиты) и кремнистыми (опоками - сложенными аморфным веществом - опалом) породами, что позволило выработать наиболее рациональные способы интенсификации притоков нефти. Для Средне-Назымского и севера Галяновского - глинисто-кислотная обработка призабойной зоны, для юга Галяновского месторождения - ГРП.

3. Обоснована возможность и доказана эффективность сейсмогеологического прогнозирования и локализации нефтяных залежей в отложениях баженовской свиты изучаемого района.

4. В пределах Галяновского и Средне-Назымского месторождений выделены три крупные перспективные зоны и доказана их протяженность.

5. Обоснован рациональный комплекс для поисков и разведки залежей нефти в отложениях баженовской свиты запада Широтного Приобья, в котором стандартные каротажные исследования в скважинах включать плотностной и акустический каротажи, обработка сейсмических данных должна включать решение обратной динамической задачи сейсморазведки, нацеленную на выявление зон развития коллекторов. Для идентификации гидродинамической связи выделенных по даппьм сейсморазведки полей нефтеносности продукция скважин должна быть исследована методами резервуарной геохимии.

6. На основе проведенных научно-исследовательских работ построены трехмерные геологические модели природных резервуаров баженовской свиты Галяновского и Средне-Назымского месторождений, с использованием которых ведется промышленная разработка и доразведка этих месторождений.

Основные положения диссертации изложены в следующих опубликованных работах

1. А.Д. Алексеев, В.Д. Немова, В.Н. Колосков С.С. Гаврилов .Цитологические особенности пород отложений нижнетутлеймской подсвиты Фроловской НТО в связи с особенностями её нефтеносности // Геология нефти и газа № 2/2009

2. B.C. Славкин, АД. Алексеев, В.Н. Колосков Некоторые аспекты геологического строения и перспектив нефтеносности баженовской свиты на западе Широтного Приобья // Нефтяное хозяйство №8/2007. С. 100-105

3. М.В. Дахнова, B.C. Славкин, В.Н. Колосков, Е.С. Назарова, А.Д. Алексеев Геохимические методы в решении задач, связанных с освоением залежей нефти в баженовской свите на западе Широтного Приобья// Геология нефти и газа № 6/2007

4. Государственный Патент РФ на изобретение № 2305301 "Способ размещения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин на месторождениях нефти и газа на основе трёхмерных геологических моделей". Приоритет от 06.10.2006. Авторы патента: Славкин B.C., Алексеев А.Д., Гаврилов С.С., Колосков В.Н., Кучерявенко Д.С. Патентообладатель: ЗАО "МиМГО".

5. Международный Патент на изобретение WO 2008/041885 A1 "Method for positioning wildcat, prospect and production wells at oil and gas fields by using a three-dimensional geological model", приоритет от 06.10.2006. Авторы патента: Славкин B.C., Алексеев А.Д., Гаврилов С.С., Колосков В.Н., Кучерявенко Д.С. Патентообладатель: ЗАО "МиМГО".

Подписано в печать:

23.04.2009

Заказ № 1926 Тираж -150 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 wvvw.autoreferat.ru

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Алексеев, Алексей Дмитриевич

Введение

ГЛАВА 1. Краткий геологический очерк территории исследования

1.1. Тектоника.

1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.

1.3. Геологическое строение и нефтеносность баженовской свиты изучаемой территории

ГЛАВА 2. История и современное состояние вопросов изучения баженовской свиты.

2.1. Общие сведения.

2.2. Вопросы изучеиия коллекторов баженовской свиты.

2.3. Некоторые результаты опытно-промышленной разработки Га-ляновского и Средне-Назымского месторождений.

ГЛАВА 3. Коллекторы нефти в разрезе баженовской свиты на западе

Широтного Приобья.

3.1. Каротажные признаки интервалов притока.

3.2. Литологический состав интервалов притока.

3.3. Выделение коллекторов с использованием результатов геохимических исследований керна.

3.4. Интерпретация данных геофизических исследований скважин с целью выделения коллекторов.

3.5. Оценка свойств коллекторов по геофизическим данным.

ГЛАВА 4. Прогноз зон развития коллекторов баженовской свиты в межскважипном пространстве по данным сейсморазведки.

4.1. Общие сведения об использованных технологиях.

4.2. Методика проведения и результаты.

4.3. Идентификация гидродинамической связи полей нефтеносности

ГЛАВА 5. Построение моделей залежей нефти в отложениях баженов-ской свиты Галяновского и

Средне-Назымского месторождений.

5.1. Методика построений.

5.2. Оценка подтверждаемое™ построенных моделей.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Природные резервуары нефти в отложениях баженовской свиты на западе Широтного Приобья"

Общая характеристика работы Актуальность работы

Растущий спрос па нефть и практическая истощенность легкодоступных запасов заставляют искать новые резервы их прироста. В этой связи растет внимание исследователей к запасам нефти в так называемых нетрадиционных коллекторах, которые развиты и в баженовской свите Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗС НГБ).

Под руководством И.И. Нестерова отечественные геологи-нефтяники ещё в 70-х годах прошлого столетия сформулировали двуединую сущность баженовской свиты, которая, с одной стороны, является главной нефтематерипской свитой ЗС НГБ, а с другой стороны, способна (при определенных условиях) формировать заполненные нефтью коллекторы с фильтрациоппо-емкостными свойствами (ФЕС), обеспечивающими дебиты в сотни кубометров нефти в сутки при вполне обычных конструкциях скважин [36, 57, 58].

На наиболее изученном Салымском месторождении залежи нефти баженовской свиты, по мнению ряда исследователей [31, 32, 33, 75], аккумулированы в коллекторах в виде прерывистых пропластков, групп пропластков и линзовидпых образований внутри преимущественно непроницаемой битуминозной породы. Залежи нефти не контролируются структурным фактором, не имеют ни краевых, ни подошвенных, ни поровых вод и приурочены к резервуарам с особым типом коллектора, характерным только для иефтематерипских толщ, названных — баженитом [57, 58, 59, 60]. Баженит — порода с микролипзами органического вещества и полостями с гидродинамической связью между собой, которая контролируется аномально высоким пластовым давлением (АВПД). При стравливании АВПД гидродинамическая связь пропадает и фильтрация прекращается.

По мере развития геологоразведочного процесса стали выявляться и другие типы нефтеносности баженовской свиты. В последние годы нефтепроявления из баженовской свиты выявлены на десятках площадей ЗС НГБ, включая месторождения, расположенные па западе Широтного Приобья, такие как Средпе-Назымское, Галяновское, Большое, Ольховское, Апрельское, Центральное и др. В этом районе большинством исследователей (Ю.В. Брадучан, Ф.Г. Гурари, В.А. Захаров, A.A. Нежданов, А.П. Соколовский и др.) баженовская свита отождествляется с отложениями ниэю-нетутплеймской подсвитм тутлеймской свиты. Поскольку это название полупило широкое распространение, то далее по тексту для отложений бажеповской свиты па западе Широтного Приобья оба названия будут использоваться как синонимы.

Существует множество различных оценок ресурсной базы бажеповской свиты — от первых десятков до сотен миллиардов тонн. Такой разброс связан с неопределенностями идентификации пласта-коллектора в разрезах скважин и распространения зон развития коллекторов по площади. Но большинство исследователей сходится во мнении, что запасы нефти, аккумулированные в отложениях баженовской свиты, огромны.

Из-за отсутствия надежных признаков коллекторов в разрезах скважин, сильной латеральной изменчивости отложений, отсутствия структурного контроля залежей поиски и разведка залежей нефти, приуроченных к бажеповской свите, требуют использования инновационных подходов. По существу, для этих отложений задача поисков и разведки залежей нефти сводится к идентификации коллекторов в разрезе скважин и определения зон их развития в межскважиппом пространстве. Идея простая — если есть коллекторы, то есть и залежь нефти.

Несмотря на огромный нефтеносный потенциал и доказанную продуктивность, в настоящее время геологические риски поисков и разведки залежей нефти в баженовской свите остаются очень высокими. Коэффициент успешности бурения на наиболее изученном Салымском месторождении не превышает 0,15 [65]. По мнению автора, это связано с отсутствием эффективной научно обоснованной методики изучения природных резервуаров баженовской свиты, учитывающей индивидуальные особенности коллекторов в различных районах.

Целью работы являлось познание принципиальных особенностей строения нефтяных природных резервуаров в баженовской свите па западе Широтного Приобья и подготовка рекомендаций по освоению открытых месторождений. Основными задачами исследований являлись:

1. Анализ и обобщение литературных и фондовых источников о геологическом строении баженовской свиты на изучаемой территории.

2. Анализ и увязка фактических данных геофизических, лабораторных (геохимических, литологических) и геолого-промысловых исследований по изучению баженовской свиты.

3. Выработка методов выявления коллекторов в разрезе баженовской свиты месторождений запада Широтного Приобья на основе сопоставления данных геофизических исследований скважин (ГИС) в открытом стволе с промысловыми методами ГИС (комплекса «приток-состав»), а также оценка фильтрациопно-емкостпых свойств коллекторов по данным геофизических исследований скважин.

4. Интерпретация результатов химико-битумииологического изучения и метода Иоск-Еуа1 исследований керна для выявления геохимических особенностей отдельных интервалов разреза.

5. Определение минералогического состава образцов керна методами рентгено-структурного анализа и петрографическим исследованием в прозрачных шлифах.

6. Выявление контуров промышленпо значимых залежей нефти в баженовской свите на территории западной части Широтного Приобья по динамической интерпретации данных сейсморазведки.

7. Определение гидродинамической связи между скважинами, пробуренными на территории исследования, с целью оценки протяженности резервуаров, приуроченных к баженовской свите.

8. Выработка рекомендаций по разведке, эксплуатационному бурению, способу освоения скважин и оптимальному комплексу исследований для отложений баженовской свиты на западе Широтного Приобья.

Научная новизна

1. Впервые установлено, что коллекторами в отложениях бажеповской свиты па западе Широтного Приобья являются плотные высокоскоростные прослои с преимущественно трещипно-каверновым типом пустотности, в отличие от бажеповской свиты Салымского месторождения, в которой коллекторы представлены баженитом — микрослоистыми, листоватыми аргиллитами с межслоевой пустотностью.

2. Впервые предложена методика выделения коллекторов и оценки их трещинио-каверновой пустотности, основанная па анализе амплитуд (приращений относительно вмещающих отложений) показаний нейтронного и нлотностного (акустического) каротажей в плотных высокоскоростных прослоях. Разработанная па примере бажеповских отложений запада Широтного Приобья методика равно одинаково позволяет выделять коллекторы и оценивать их пустотность как в новых, так и в старых скважинах.

3. Впервые установлено, что притоки нефти из отложений баженовской свиты па западе Широтного Приобья получены из протяженных и гидродинамически связанных геологических тел, допускающих полноценную эффективную разработку, а не из серии прерывистых пропластков или липзовидных образований как на Салымском месторождении.

4. Впервые для баженовской свиты западной части Широтного Приобья доказана эффективность сейсмогеологического прогноза коллекторов в межскважинном пространстве, основанного па динамической интерпретации данных сейсморазведки.

Защищаемые положения

1. Коллекторы баженовской свиты на западе Широтного Приобья представлены плотными высокоскоростными карбонатными и кремнистыми прослоями с преимущественно трещиппо-каверновым типом пустотности и жестким минеральным скелетом, что обеспечивает возможность их долговременной эксплуатации со стабильными рентабельными дсбитами с применением механизированной добычи нефти, в отличие от «классической» нефтеносной бажеповской свиты са-лымского типа.

2. Предложенный автором способ выделения коллекторов в отложениях бажеповской свиты и оценки их емкости, основанный на анализе амплитуд приращений показаний нейтронного и плотпостного (акустического) каротажей в плотных высокоскоростных прослоях, является достоверным и высокоэффективным.

3. В пределах западной части Широтного Приобья нефтенасыщенные коллекторы баженовской свиты представляют собой выдержанные обширные гидродинамически связанные системы.

4. Примененные автором подходы к выделению коллекторов в разрезах скважин, прогноза зон их развития в межскважинном пространстве, оценки протяженности и гидродинамической связанности коллекторов позволяют значительно снизить риски при освоении месторождений нефти, приуроченных к баженовской свите запада Широтного Приобья.

Реализация результатов исследования и практическое значение работы

Результаты исследований и рекомендуемые направления работ переданы нефтяной компании ОАО «РИТЭК» в виде рекомендаций, схем, карт и разрезов, составленных автором или при его непосредственном участии. Обоснованы конкретные рекомендации на поиски залежей нефти в баженовской свите, способов вскрытия продуктивных пластов и интенсификации притоков. С использованием результатов выполненных исследований в настоящее время осуществляется промышленная эксплуатация Галяповского и Средпе-Назымского нефтяных месторождений. Пробурено 11 новых скважин, которые подтвердили результаты прогноза коллекторов в межскважинном пространстве. С использованием рекомендаций диссертанта испытаны неопробованные ранее отложения баженовской свиты в трех разведочных скважинах старого фонда, пробуренных более 20-ти лет назад. Во всех трех скважинах получены промышленные дебиты. Проведены успешные опробования отложений баженовской свиты в двух скважинах Апрельского месторождения, в результате которых получепы дебиты нефти до 12 т/сут. Апробация работы и публикации

Основные результаты исследований обсуждались па заседаниях научно-технического совета ЗАО «Моделирование и мониторинг геологических объектов им. В.А.Дву-реченского» (ЗАО «МиМГО»), докладывались на международной конференции геофизиков и геологов (г.Тюмень, 2007). Результаты проведенных исследований по теме диссертации опубликованы в трех статьях, изданных в ведущих рецензируемых научных журналах и изданий из перечня ВАК, в двух патентах и изложены в отчетах по научно-производственным работам ЗАО «МиМГО». Основные аспекты выдвигаемых концепций обсуждались с одним из основателей учения о нефтеносности ба-женовской свиты акад. РАН И.И. Нестеровым и прошли экспертизу в Центральной Геофизической Экспедиции с целью выработки временного методического руководства по оценке запасов нефти в баженовской свите изучаемых территорий с дальнейшим прохождением через директивные органы по надзору за недрами. Получено положительное решение Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам (Роспатент) на заявку о патентовании разработанных способов разведки (заявка №2008130973/28(038538)). Фактический материал

В диссертационной работе использованы геолого-промысловые данные и материалы ГИС, макроописания керна по более чем 50-ти поисковым, разведочным и эксплуатационным скважинам Галяновского, Средпе-Назымского, Апрельского, Большого, Ольховского и Центрального месторождений; стандартные лабораторные исследования более 240 образцов керна из 15-ти скважин; геохимические исследования керпа методом 11оск-Еуя1 по 230-ти образцам из 8-ми скважин; минералогические исследования методом рентгено-структурпого анализа более 200 образцов керпа из 8-ми скважин, описания более 200 петрографических шлифов нз 8-ми скважин, геохимические исследования пефтей по 17-ти скважинам, а также результаты специальной обработки и интерпретации свыше 1800 пог.км сейсморазведки МОГТ.

В основу диссертационной работы положены преимущественно материалы последних лет, накопленные благодаря активной научной и производственной деятельности открытого акционерного общества «Российская инновационная топливноэнергетическая компания» (ОАО «РИТЭК»),

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из 5-ти глав и содержит 185 страниц текста, иллюстрирована 50-ю рисунками и имеет 7 таблиц. Список использованной литературы насчитывает 90 наименований. * *

Автор особенно благодарен д.г.-м.н., проф. М.В. Дахновой (ВНИГНИ) за возможность участвовать в интерпретации геохимических исследований керна и нефтей, а также за ценные советы при написании диссертации.

Автор выражает горячую благодарность всему коллективу ЗАО «МиМГО» за помощь в проведении научно-исследовательских работ, в особенности к.г.-м.н. В.Н. Колоскову, к.г.-м.н. С.С. Гаврилову, к.г.-м.н. А.А.Гусейнову, В.Д. Немовой за ценные советы при написании диссертации и корректировки общей схемы работы.

Автор также благодарен сотруднику кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова к.т.н. Г.А. Калмыкову за критические замечания, которые позволили устранить ряд существенных недочетов и улучшить настоящую работу в целом.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Алексеев, Алексей Дмитриевич

ВЫВОДЫ по главе:

1. Комплексирование прогноза типов разреза с решением обратной динамической задачи сейсморазведки позволяет оконтурить зоны развития высокопродуктивных коллекторов в нижпетутлеймской подсвите, которые могут быть приравнены к аналогам залежей в традиционных коллекторах.

2. Зоны развития 1-го типа разреза являются зонами рентабельных запасов нефти.

3. Крупные поля развития высокопродуктивных коллекторов на Средне-Назымском и Галяновском месторождениях представляют собой единые гидродинамически связанные объемы.

4. Резервуары нижпетутлеймской подсвиты и кровельной части абалакской свиты сообщаются.

ГЛАВА 5. Построение моделей залежей нефти в отложениях баженовской свиты Галяновского и Средне-Назымского месторождений

5.1. Методика построений

В условиях сильной латеральной и вертикальной изменчивости коллекторов баженовской свиты обычные двухмерные модельные представления о геологическом строении объекта весьма ограничены. В связи с этим гораздо большие перспективы имеют трехмерные (объемные) компьютерные модели.

Главная задача трехмерной геологической модели более детально охарактеризовать перспективные объекты, что позволит, во-первых, дать более корректную оценку их ресурсной базы, а во-вторых — оценить риски бурения поисковых и разведочных скважин и принять меры по снижению этих рисков. В то же время при подтверждении трехмерной геологической модели результатами бурения и вскрытия промышленно нефтеносного объекта, она может стать готовой основой для разведки (доразведки) и, возможно, для опытно-промышленной эксплуатации залежей и месторождений.

Трехмерные модели основаны на статистической обработке данных по скважинам и результатах интерпретации материалов сейсморазведки, поэтому, как правило, модели строятся по месторождениям, характеризующимся наличием участка с плотной сеткой бурения и сейсморазведкой ЗГ>. При сильной изменчивости разреза и редкой сети скважин без дополнительного контроля параметров в межскважшшом пространстве трехмерное моделирование практически бесполезно, так как получаемые при моделировании реализации зачастую противоречат друг-другу, т.е. модель получается неустойчивой.

Месторождения нефти западной части Широтного Приобья, приуроченные к отложениям баженовской свиты, характеризуются неравномерной редкой сеткой скважин и сильной латеральной и вертикальной изменчивостью коллекторов. Эти факты не позволяют построить адекватные трехмерные геологические модели природных резервуаров с помощью традиционных методов, в основном использующих объемную интерполяцию, пусть и усовершенствованную.

Современные программные продукты трехмерного моделирования позволяют учесть дополнительные (сторонние) данные, например, результаты сейсморазведки и др., что позволяет проводить контролируемое моделирование разреза в межсква-жинном пространстве и благодаря чему получать адекватные геологические модели. Дополнительные (сторонние) данные должны быть преобразованы в надлежащий формат, доступный для подключения к алгоритмам моделирования, используемым в программном продукте трехмерного моделирования.

В этой связи в ЗАО «МиМГО» разработана методика и технология геологически-контролируемого стохастического моделирования [4, 5], которая позволяет учитывать в трехмерной модели комплекс представлений о литолого-фациальной изменчивости пласта. В основе этой технологии лежит использование карты типов разреза, которая является результатом интегрированной обработки данных сейсморазведки и бурения и содержит в себе геологически содержательную информацию (строение пласта, его расчлененность, эффективная емкость и др., что в принципе как раз и характеризует его литолого-фациальные особенности и добычные характеристики). Разработанная методика является универсальной и в принципе позволяет использовать при создании моделей любые геологически-содержательные карты, поэтому при построении трехмерной модели с использованием авторской технологии ЗАО «МиМГО» возможен учет особенностей вертикальной и латеральной изменчивости изучаемых отложений.

Прежде всего стоит отметить, что технология задействования геолого-сейсмических данных при трехмерном геологическом моделировании, разработанная в ЗАО «МиМГО», позволяет не только справиться с этой задачей, но и обеспечивает учет достоверности результатов сейсмического прогноза в межскважинном пространстве. Это становится возможным на основе использования результатов статистики под-тверждаемости используемого сейсмического метода прогноза и применения стохастического (вероятностного) подхода при моделировании. Их взаимосочетание фактически служит геологическим «контролером» разрабатываемых моделей и выражается в значительном сокращении отличий между ними. Другими словами, получаемые модели становятся устойчивыми. Стоит отметить, что для основной методики прогноза, используемой в ЗАО «МиМГО» — метода СВАН, статистика подтверждаемое™ для традиционных коллекторов по результатам бурения более чем 1000 скважин составляет более 80% (точнее 82-85%). Другие методы прогноза свойств пласта в межскважинном пространстве, используемые в ЗАО «МиМГО», имеют приблизительно такую же статистику, но она менее представительная, так как методы используются не так давно как СВАН сейсмической информации.

Суть технологии трехмерного геологического моделирования с использованием карт типов разреза состоит в том, чтобы при моделировании кубов литологии использовать свертку карты типов разреза, которая характеризует фациальиую изменчивость по латерали, с геолого-статистическими разрезами (ГСР), построенным по группам скважин, характеризующих конкретные геологические типы строения пласта по вертикали.

На рис.44 изображены геолого-статистические разрезы по типам. Первый тип разреза с вероятностью 1 имеет коллекторы, приуроченнные к зоне сочленения верхней и нижней пачек бажеповской свиты, с вероятностью более 0,6 в верхней пачке присутствуют два коллекторских прослоя, с вероятностью 0,4 коллекторы имеются в нижней части нижней пачки и с вероятностью 0,5 коллекторы развиты в зоне сочленения баженовской и абалакской свит.

Второй тип разреза с вероятностью 1 имеет коллекторы, приуроченные к зоне сочленения верхней и нижней пачек баженовской свиты и с вероятностью 0,5 коллекторы залегают в зоне сочленения баженовской и абалакской свит.

Третий тип разреза коллекторов не имеет вообще.

1тип II тип III тип

Вероятность Вероятность Вероятность -1 ■ -2 ---- -3

Рис. 44, Геолого-статистически ми разрезы (ГСР)по группам скважин: 1 коллекторы, 2 — неколлекторы, 3 — граница сочленения верхней и нижней пачек бажеповской свиты.

Геолого-статистические разрезы сильно зависят от выбираемой модели наслоения, другими словами — от вида и типа трехмерной геологической сетки. Трехмерная сеть должна учитывать особенности седиментации моделируемых отложений. В случае бажеповской свиты, наиболее подходит пропорциональная модель наслоения. Для удобства моделирования можно использовать дополнительную контрольную поверхность, соответствующую границе сочленения верхней и нижней пачек. Это позволит упорядочить трехмерную сеть и сформировать качественные геолого-статистические разрезы.

Для того, чтобы задействовать при трехмерном моделировании карту типов раз-раза, она преобразуется в две карты. Одна служит индикатором типа разреза, т.е в полигоне типа принимает значения I, II. 1П, соответствующие типам разреза, а другая преобразовывается в карту достоверности прогноза выделенного типа разреза. Каждая точка этой карты характеризует достоверность (вероятность) правильноI п г^ I

II III IV V

VI

Рис. 45. Принцип формирования вероятностной карты типов разреза: I присква-жиппая зона (тип А); II зона уверенного выделения типа А: III — зона интерполяции типа А; IV зона интерполяции типа В; V — зона уверенного выделения типа В; VI - прискважипная зона (тип В); /мет — точность метода прогноза типов разреза. го прогноза конкретного типа. Вероятностная карта типов разреза формируется по следующему принципу: вероятность правильного прогноза типа разреза в присква-жишюй зоне равна 1; в зоне уверенного прослеживания типа — 80%; па границе двух типов - 80%/2=40%. Для границ площади развития типов и зоны уверенного прослеживания конкретного типа разреза оставшаяся вероятность - 20% может распределяться по-разному, чаще всего она относится к вкладу, соседствующих с моделируемым типом. Принципы формирования вероятностной карты типов разреза изображены на рис.45.

Из обеих карт в последующем формируются трехмерные кубы, т.е. карты переносятся на трехмерную сетку. На рис. 46 изображена карта типов разреза, перенесенная па трехмерную сетку.

При построении куба литологии используется тренд, который представляет собой свертку вероятностной карты типов разреза и ГСР, представленного в виде двухмерной кривой, где по оси абсцисс указан номер ячейки, а по оси ординат — вероятность присутствия коллекторов в этой ячейке. Использованная формула свертки имеет

Рис. 46. Карта типов разреза, перенесенная на трехмерную сетку: 1 — 1-й тип разреза; 2 Н-й тип разреза; 3 -- Ш-й тип разреза; 4 «X» (нераспознанный) тип разреза п

Рис. 47. Нарезка фрагментов трехмерных моделей нижнетутлеймской подсвиты: а) Средие-Назымского, б) Галяповского месторождений, 1 коллектор, 2 и «коллектор вид: рколл-{1,3,к) = 1тип(г,.1)-р(к)™Ж ГСР + • £ Р(к) п колл. ГСР тип * тип* €= типам соседям

24) V неколл. рколл. — вероятность наличия коллекторов в ячейке с номером г,/с; /тип{ьз) — вероятность типа в ячейке с номерами г, ] (берется из преобразованной карты типов

ГСР с номером к; п — число типов соседей, тип* — индекс который пробегает все типы разреза, соседствующие с моделируемым.

Первое произведение в формуле (24) — это вероятность наличия коллектора в ячейке (г,7, к), находящейся в полигоне типа разреза «тип» 4 в случае, если сейсмический прогноз точен. Второе — это вероятность наличия коллектора в той же ячейке, но в случае, если сейсмический прогноз неточен. Например, если ячейка принадлежит зоне уверенного прослеживания тина «тип», то с вероятностью в 80% будет использоваться ГСР типа «тип», оставшаяся вероятность в 20% распределится равно одинаково между типами, соседствующими с рассматриваемым оконтуренным участком типа разреза.

Вообще говоря, распорядиться оставшимися 20-ю процентами можно было бы иначе, например, распределить между всеми имеющимися типами разреза. Использованный подход позволяет «раскрывать» неопределенность за счет соседних типов разреза, которые выделяются более уверенно, а не за счет всех имеющихся. Но это вовсе пе означает, что так надо делать всегда. Руководствуясь накопленным опытом, можно поступать по-другому. Этот же подход использовался для раскрытия нераспознанных при сейсмическом прогнозе зон (т.н. «Х»-типов). Иными словами, если нераспознанный «Х»-тип окружен «хорошими» типами разреза, то он «хороший», если «плохими», то он «плохой», если разными, то изменяется в зависимости от расположения соседних распознанных типов. Опять же это вовсе не означает, что так надо поступать во всех случаях.

Использованный подход имеет ещё одно достоинство, о котором не упоминалось

4То есть, 1-й тип, П-й тип и тд. разреза); р(к) колл. ГСР вероятность (частота встречаемости) коллекторов в ячейке ранее. Уменьшение ira границе точности прогноза типов разреза до 0,4 позволяет моделировать переходные зоны между типами разреза. На величину зоны перехода одного типа разреза в другой оказывает влияние не только размер зоны с пониженной достоверностью прогноза, по и пространственная изменчивость данных, задаваемая в результате вариограммного анализа. Отсюда следует, что технология позволяет моделировать и сами неопределенности, связанные с границами распространения геологических тел.

При таком подходе итоговая модель является результатом геологически контролируемого стохастического моделирования. Фрагменты трехмерных моделей нижне-тутлеймской подсвиты Галяновского и Средне-Назымского месторождений приведены на рис.47.

К вопросу об оценке запасов нефти по результатам моделирования

После того как построены трехмерные (объемные) геологические модели строения бажеповской свиты, практически нет преград для проведения подсчета запасов. Для этого необходимо объем пустотного пространства коллекторов, оценки которого известны их трехмерной модели, умножить на коэффициенты нефтенасыщенности, плотности и коэффициент, учитывающий усадку нефти. Определение этих подсчет-ных параметров пе является трудностью и выполняется так же, как для залежей нефти в традиционных коллекторах.

Необходимо отметить, в силу объективных причин, связанных с практически полным отсутствием данных из целевых интервалах залегания пород-коллекторов, теряет всякий смысл выявление по кериовым данным петрофизических зависимостей для оценки нефтенасыщенности. Судя по работе эксплуатационных скважин, объемы добываемой воды очень малы, к тому же не совсем ясна природа этой воды, поэтому коэффициент нефтенасыщенности логично принять равным некоторой постоянной величине близкой к единице, например, 0,9.

Если лее геологическое моделирование осуществлено без построения трехмерных моделей, то в этом случае непременно встает вопрос площади залежи (-ей). Как следует из карты типов разрезов баженовской свиты, изображенной па рис.37, в пределах Галяновского и Средпе-Назымского месторождений подсчет запасов следует осуществлять в пределах технических границ, совпадающих с границами ЛУ, изъяв при этом площади зон отсутствия коллекторов, которые представляют собой локальные участки незначительные по площади.

Другие необходимые характеристики — эффективные толщины и пустотность, при оценке запасов следует брать средними по типам разреза.

Таким образом, начальные геологические запасы С}пд (тыс.т) нефти, аккумулированные в баженовской свите, могут быть оценены объемным методом с использованием формулы: 2

1=I где — площадь залежи с г-м типом разреза, тыс.м2; к0^171'1 — средняя мощность коллекторов по типам разреза (в случае Галяновского и Средие-Назымского месторождений для 1-го типа = 5,3м, для П-го Ь^™'2 — 2,1м); Щ — средневзвешенный коэффициент трещинно-каверпозной пустотности, доли единицы; Кп — коэффициент пефтенасыщенности, доли единицы; в — пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, доли единицы; ан — плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3.

Возможен альтернативный подход к подсчету запасов, основным инструментом v которого является карта удельной емкости коллекторов (д = ^ Кп { ■ Ы, здесь 1ц г мощность индивидуального прослоя коллектора, а КП; г- — его коэффициент пустотности, N — количество прослоев коллекторов), построенная по данным бурения с привлечением материалов сейсморазведки. Методы её построения могут быть различными, но более целесообразно осуществлять свертку емкостных параметров непосредственно при работе со скважинами, когда существуют многочисленные дополнительные материалы, позволяющие контролировать эту свертку. Также возможно использование хорошо зарекомендовавшего себя подхода, основанного на использовании карт эффективных толщин и карт пористости (в нашем случае пустотности коллекторов трещинно-кавернового типа). Тогда в предлагаемом варианте масса начальных геологических запасов (}по (тыс.т) выбранного участка с площадью У'1 тыс.м2) будет определяться формулой:

Ян0 = Кн ■ в • а • J 7 • йхйу,

V) где ц — удельная емкость коллекторов, м3/м2; х, у — площадные координаты; Кн — коэффициент нефтенасыщепности, доли единицы; в — пересчетпый коэффициент, учитывающий усадку нефти, доли единицы; ап — плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3. При современном уровне компьютерных технологий расчет площадного интеграла не представляет проблем.

Предложенный подход в соответствии с новой классификацией запасов (приказ от 01.11.2005 г. Министра природных ресурсов РФ Ю.П.Трутнева) позволяет в обычном традиционном духе осуществлять категоризации запасов в соответствии с требованиями, предъявляемыми новой классификацией запасов. Отпадает необходимость оценивать запасы нефти в баженовской свите исключительно по категории С1 в пределах небольших квадратов с каждой продуктивной скважиной в его центре.

Важнейшим требованием новой классификации запасов является требование разделения всей массы запасов на рентабельные и условно рентабельные, что наиболее актуально именно для залежей нефти, аккумулированных в отложениях баженовской свиты. Для реализации этого требования возможно использование следующего подхода.

На основании технико-экономических расчетов, которые выполняются с учетом конъюнктуры нефтяного рынка, налогового режима, инфраструктурных ограничений и т.п. группа геологов и экономистов определяет рентабельный дебит или рентабельный коэффициент продуктивности, обеспечивающие реальную рентабельность в сложившейся обстановке. Понятно, что в действительности этот параметр является переменным по времени и может обновляться с заданной периодичностью. Опираясь па график типа того, который приведен па рис. 33 критическое значение коэффициента продуктивности трансформируется в критическое значение удельной емкости.

Пусть, например, экономические расчеты показали, что рентабельными являются запасы с коэффициентом продуктивности более 0,1 м3/сут-атм. Тогда в соответствие с зависимостью из рис. 33 к нолю рентабельных запасов следует отнести все участки с суммарной удельной емкостью коллекторов больше, чем 0,2 м3/м2. Запасы в полях с меньшими значениями, чем 0,2 м3/м2 относятся к условно рентабельным. Границы могут меняться во времени в соответствии с изменениями технологической и организационно-экономической ситуации. В том случае, если вследствие неизбежной погрешности графиков зависимости продуктивности от емкости какая-либо скважина в поле условно рентабельных запасов характеризуется рентабельным коэффициентом продуктивности или в поле рентабельных запасов оказывается скважина с недостаточным коэффициентом продуктивности вокруг этих скважин выделяются локальные поля, например квадраты со стороной, равной двум стандартным шагам эксплуатационного бурения, которые в окончательном подсчете рассматриваются как рентабельные, либо условно рентабельные.

Можно предложить и другой несколько усложненный, но более точный подход к разделению запасов на рентабельные и условно-рентабельные. Для этого необходимо провести типизацию разрезов всех скважин на 1-й рентабельный тип разреза и П-й условно рентабельный тип разреза. Далее необходимо изучить отображение каждого из типов разреза в сейсмическом поле, а фактически в поле спектрально-временных и амплитудных атрибутов [69]. Изучение этого вопроса необходимо начинать с двухмерного сейсмогеологического моделирования. Качество отображения типов разреза с разными емкостными свойствами в значительной степени зависит от качества полевых сейсмических наблюдений. В оптимальном случае это должны быть современные материалы сейсморазведки ЗБ, но и современные материалы 2Т) оказываются полезными при решении рассматриваемой задачи. Если па данном сейсмическом материале не удается выявить значимые различия отображения 1-го и Н-го типов разреза в сейсмическом поле, то в дальнейшем результаты динамической интерпретации пе следует использовать при подсчете запасов. Если же разные типы разреза хорошо разделяются в полях сейсмической атрибутики и иных результатах динамической интерпретации (в результатах разнообразных динамических инверсий временных разрезов и кубов), то эти результаты вполне могут сыграть положительную роль при подсчете запасов.

На Средне-Назымском и Галяновском месторождениях с помощью технологий прогноза типов разреза по данным сейсморазведки, разработанным в ЗАО «МиМ-ГО» (патенты РФ №№ 2183335, 2205435, 2275660), фактически реализован вышеописанный подход — выделены зоны с продуктивностью больше 0,1 м3/сут-атм и меньше 0,1 м /сут-атм, что на сегодняшний день отвечает рентабельным и условно рентабельным запасам.

5.2. Оценка подтверждаемое™ построенных моделей

Z scale: 7.4

30tV

Рис. 48. Изображение нарезки трехмерной геологической модели природных резервуаров баженовской свиты в пределах опытного участка Средне-Назымского месторождения: I — коллектор: 2 — неколлектор.

Описанная трехмерная геологическая модель природных резервуаров Галянов-ского и Средие-Назымского месторождений использована при гидродинамическом моделировании опытного участка в районе скв. 219 Средне-Назымской (рис. 48). которое проведено в ОАО «ВНИИпефть». На этом участке пробурено пять скважин, среди которых скв. 219 имеет наиболее длинную историю эксплуатации, характеризующуюся данными за 5 лет, остальные скважины эксплуатируются не многим более 2 лет.

Авторы гидродинамической модели отмечают, что существенных трудностей при адаптации модели на фактические промысловые данные не возникало, в результагода расчётная накопленная добыча нефти фактическая накопленная добыча нефти б)

Рис. 49. Результаты адаптации гидродинамической модели на фактические промысловые данные те чего достигнута высокая степень соответствия расчетных дебитов и добычи по фактическим данным |67|, что также свидетельствует о корректности полученных в результате интерпретации данных (см. рис. 49). а) б)

- новые скважины Н - i тип разреза - II тип разреза

Рис. 50. Фрагменты карт типов разреза с ныпесенными новыми (пробуренными после построения карты) скважинами: а) Средне-Назымское месторождение, б) Га-ляновское месторождение

На рис.50 изображены фрагменты карт типов разрезов Средне-Назымского (а) и Гал янов с кого (б) месторождений с нанесенными на них новыми скважинами. Со времени построения карты типов разрезов на отложения нижпетутлеймской подсви-ты пробурено 11 новых скважин и опробованы три ранее неиспытанные скважины, пробуренные более 20 лег назад. Все скважины подтвердили построенные модели, ошибки в прогнозируемых величинах не превысили 2,0 м.

В табл. 6 представлено сопоставление прогнозируемых и фактических типов разреза и величин -эффективной мощности в старых скважинах, величины эффективной мощности заверены промыслов©-геофизическим и исследованиями комплекса «приток-состав». Во всех этих скважинах отсутствуют данные плотиостного каротажа, перспективность разреза баженовекой свиты в этих скважинах оценена по данным нейтронного и акустического каротажей при помощью описанной ранее методики (раздел 3.4.). В результате опробования все три скважины дали притоки нефти с промышленными дебитами, в скв. 218 дебит превысил 100т/сут. В скв. 210 из-за плохого состояния колонны по комплексу «приток-состав» удалось лишь определить границы приточной зоны без выделения отдельных интервалов, поэтому её фактическая эффективная мощность не известна.

Заключение

Предметом изучения в диссертационной работе являлись отложения баженовской свиты на западе Широтного Приобья на примере шести месторождений: Ольховского, Большого, Центрального, Апрельского, Средне-Назымского, Галяновского; территория которых протянулась с севера на юг между г. Белоярским и г. Ханты-Мансийском. Большинство из этих месторождений находится на стадии разведки, только на двух наиболее изученных Средне-Назымском и Галяновском ведется опытно-промышленная эксплуатация. В этом районе большинством западно-сибирских исследователей баженовская свита отождествляется с отложениями нижнетутлеймской подсвиты тутлеймской свиты.

Целью исследований являлось познание принципиальных особенностей строения нефтяных природных резервуаров в бажеповской свите на западе Широтного Приобья и подготовка рекомендаций по освоению открытых месторождений.

В первой главе диссертации представлен краткий геологический очерк территории исследований. Описано тектоническое и геологическое строение изучаемой территории, при этом основное внимание уделено объекту исследований — баженов-ской свите.

Баженовская свита территории исследования представлена аргиллитами черными с коричневым оттенком, в разной степени плитчатыми. Характеризуется аномально высоким содержанием Сорг (до 25%). Часты кремнистые и известковистые прослои до соответственно радиоляривых опок и известняков, иногда доломитизнро-ванпых. Она является нефтеносной толщей, с нормальным газовым фактором продукции не превышающим 100м3/т. К ней относится пласт ЮКо- Дебиты нефти изменяются в широких пределах от 0 до 150 м3/сут. Нефти легкие, плотностью от 0,811 до 0,866 г/см,!. В целом нефти Галяновского месторождения более тяжелые (плотность от 0,851 г/см3), чем Средне-Назымского (плотность до 0,838 г/см3).

Нефти из баженовской свиты по остальным четырем месторождениям не изучены в силу ряда причин. В большинстве скважин отложения вовсе не опробованы, в некоторых скважинах выполнены совместные испытания отложений баженовской и тюменской свит, отложения баженовской свиты отдельно испытаны лишь в скв. 299 Большого месторождения и в двух скважинах Апрельского.

Во второй главе диссертации описаны общие сведения о баженовской свите об истории изучения, области распространения и термобарических условиях залегания, приведены основные особенности и итоги эксплуатации залежей нефти в баженовской свите Салымского месторождения по данным [73]. Основное внимание уделено обзору литературы по проблемам изучения коллекторов и модельным представлениям продуктивных отложений бажеповской свиты, оценке фильтрациопно-емкостных свойств. Кроме этого, проведен краткий анализ опытно-промышленной разработки Средне-Назымского и Галяновского месторождений, в результате которого выявлен ряд особенностей, существенно отличающих баженовскую свиту изучаемой территории о г Салымского месторождения. В частности:

• имеются скважины с накопленной добычей более 30 тыс.тонн, которые продолжают фонтанировать с высокими дебитами (более 40 т/сут);

• ни в одной из скважин не отмечено резкого снижения дебитов;

• коллекторы допускают механизированную добычу.

Третья глава посвящена решению проблемы выделения коллекторов в разрезе скважин, которая является одним из основных препятствий, сдерживающим массированное освоение нефтяного потенциала баженовской свиты. Хорошо зарекомендовавшие себя традиционные методики не годятся, так как вследствие гидрофобно-сти пород, слагающих бажеповскую свиту, прямые качественные признаков наличия коллекторов по данным геофизических исследований скважин (ГИС) отсутствуют, а из-за их хрупкости и аномально высокого пластового давления (АВПД) целостные образцы керна не выносятся на поверхность.

Изучение коллекторов начато с анализа каротажных признаков интервалов притока в скв. 219 Средне-Назымской, заверенных прямыми методами идентификации интервалов притоков такими, как механическая дебитометрия, в результате чего сделан вывод, что приточные интервалы характеризуются совокупностью следующих каротажных признаков:

• относительного минимума по гамма-каротажу (ГК),

• относительного максимума по нейтронному каротажу (НК),

• относительного минимума по акустическому каротажу (АК).

Этот результат подтвержден другими скважинами — как высокодебитными, так и низкодебитными, в которых выполнены промыслово-геофизические исследования, нацеленные на выявление интервалов притоков.

После того как были выделены интервалы притоков, выполнена увязка керна с диаграммами геофизических исследований в скважинах. Увязка проведена, путем совмещения замеров естественной радиоактивности, замеренной на керне, с диаграммой гамма каротажа (ГК) в скважине.

Как оказалось, керн из большинства интервалов притоков разрушен и представлен в основном гцебнеобразной массой. Для выявления сохранившихся образцов керна из коллекторов выполнена специальная интерпретация геохимических исследований, позволившая выделить образцы, насыщенные подвижными УВ. Дело в том, что бажеповская свита, будучи пефтематеринской, по всему разрезу насыщена свободными углеводородами, наличие которых характеризует геохимический показатель 81 Ыоск-Еуа1. Часть из них является неподвижными, т.е. автохтонными, представленными так называемой микроиефтыо, генетически связанной с органическим веществом её спродуцировавшим. Такие УВ, как правило, находятся в запечатанных порах нефтематеринской матрицы. Но есть параавтохтонные — подвижные свободные углеводороды, которые утратили связь с исходным органическим веществом, но не мигрировали за пределы нефтематеринской свиты.

Интервалы разреза, насыщенные параавтохтониыми УВ, характеризуются аномально высокими значениями показателя 81 Ыоск-Еуа1 при определенном уровне С0рг■ Очевидно, что именно эти интервалы разреза, содержащие параавтохтонные УВ, могут быть ассоциированы с коллекторами, так как допускают фильтрацию флюида. Важно отметить, что этот критерий может быть использован для выделения интервалов коллекторов и в низкопродуктивном разрезе баженовской свиты, керн из которого не разрушается при подъеме.

После чего на основе рентгепо-фазового ангшиза, заверенного петрографическими исследования керна в прозрачных шлифах, сделан вывод о лито логическом составе коллекторов, которые представлены карбонатными породами (известняками, доломитами) и кремнистыми (опоками — породами сложенными аморфным кремнистым веществом — опалом). Причем для Средне-Назымского и севера Галяновского месторождений указанные прослои представлены в основном карбонатными породами, а на юге Галяновского месторождения — кремнистыми.

Этот факт определил заметно большую эффективность глинисто-кислотной обработки (ГКО) призабойной зоны с целыо интенсификации притоков нефти в скважинах Средне-Назымского и севера Галяновского месторождений, эффект которой сравним с эффектом от гидроразрывов пластов.

Как оказалось, не все прослои, удовлетворяющие трем указанным выше каротажиым признакам, являются коллекторами, одной из возможных причин является залечивание трещин вторичными минералами, например, кальцитом. Поэтому следующим этапом стал анализ геофизических характеристик этих прослоев с целью выявления признаков, на основе которых они могут быть разделены на коллекторы и пеколлекторы. В результате выявлено, что соотношения между приращениями нейтронного каротажа и приращениями плотностного (или акустического) в зависимости от того является прослой коллектором или пеколлектором, описываются разными статистическими зависимостями. Этот факт позволяет проводить оперативную интерпретацию с целью выделения в разрезе баженовской свиты изучаемой территории коллекторов.

Так как соотношения между геофизическими параметрами в зависимости от того является прослой коллектором или неколлектором, описываются разными статистическими зависимостями. Если пересчитать нейтронный каротаж в нлотностной (или акустический) по статистической зависимости для неколлекторов, то показания в неколлекторах совпадут, а в коллекторах будет наблюдаться расхождение, которое можно использовать как признак коллектора, а его величину — в количественной оценке пустотпости. На основе этого предложен автоматизированный способ выделения коллекторов в отложениях баженовской свиты изучаемой территории и оценки их пустотпости.

В четвертой главе описаны методики прямого прогноза типов разреза ио данным сейсморазведки, которые использованы для прогноза свойств коллекторов в межскважинном пространстве. В результате их применения на Галяновском и Средне-Назымском месторождениях выявлены три крупных зоны развития наилучших коллекторов.

По результатам изучения нефтей из 17-ти скважин па газовом хроматографе (ГХ) с использованием метода отпечатков пальцев (метод резервуарпой геохимии (Kaufman, 1987)), широко применяемого как западными, так и отечественными нефтяными компаниями при решении задач, связанных с разведкой и разработкой залежей, сделаны выводы о гидродинамической сообщаемое™ внутри каждой из зон и об отсутствии гидродинамической связи между зонами.

Для разработки залежей в баженовской свите является очень важным установить за счет чего происходит восполнение отобранных в результате разработки объемом нефти, за счет подтока из периферийных областей резервуара или за счет нефтема-теринской матрицы, которая тоже содержит свободные автохтонные УВ. Для этого методом отпечатков пальцев изучены хлороформепные экстракты из керна и нефти, являющиеся продукцией скважин. Как оказалось, они имеют отличающиеся «отпечатки пальцев» тем, что можно объяснить, что нефть в коллекторах представляет собой результат перемешивания. Таким образом, если восполнение отобранной нефти происходит за счет свободных автохтонных УВ, насыщающих нефтематеринскую матрицу, то со временем нефть, являющаяся продукцией скважины, изменит свои «отпечатки пальцев».

По результатам геохимических исследований проб нефтей из скважин Галяпов-ского и Средне-Назымского месторождений, отобранных с интервалом 1год, изменения в «отпечатках пальцев» ие отмечено. Таким образом, за год эксплуатации восполнение отобранной нефти происходило за счет периферийных областей резервуаров.

В пятой заключительной главе описана методика построения трехмерной геологической модели отложений баженовской свиты на Галяновском и Средне-Назымском месторождениях. В условиях сильной латеральной и вертикальной изменчивости коллекторов баженовской свиты обычные двухмерные модельные представления оказываются весьма ограничеными.

Для построения трехмерных моделей залежей нефти в отложениях нижнетут-леймской подсвиты Галяновского и Средне-Назымского месторождений применен авторский подход ЗАО «МиМГО». Дело в том,что традиционные подходы построения трехмерных (объемных) моделей не годятся, так как не позволяют построить адекватные модели в условиях сильной изменчивости разреза при редкой сетке скважин. В ЗАО «МиМГО» разработана методика трехмерного моделирования (патент РФ №2305301, международный патент \¥0 2008/041885), которая использует карту типов разреза при моделировании латеральной неоднородности и геолого-статистические разрезы типов разреза для моделирования вертикальной неоднородности.

Со времени разработки описапиых подходов прошло около двух лет, что позволяет провести оценку их адекватности. За это время на отложения баженовской свиты на Галяновском и Средне-Назымском месторождениях пробурено 11 новых скважин, которые с хорошей достоверностью подтвердили геологические модели природных резервуаров, построенные с использованием описанных подходов. Руководствуясь изложенными принципами, испытаны неопробованные ранее отложения баженовской свиты в трех разведочных скважинах старого фонда, пробуренных более 20-ти лет назад. Во всех трех скважинах получены промышленные дебиты, в одной из них дебит превысил 100 т/сут. Проведены успешные опробования отложений баженовской свиты в двух скважинах Апрельского месторождения, в результате которых получены дебиты нефти до 12 т/сут. Предложенный по ряду эксплуатационных скважин комплекс мероприятий позволил существенно увеличь в них дебиты, причем в некоторых скважинах без применения ГРП увеличение дебитов, составило до 3-5 раз.

В процессе работы получены основные результаты:

1. Разработай способ выделения коллекторов и оценки их свойств в отложениях баженовской свиты по данным геофизических исследований скважин для ряда месторождений запада Широтного Приобъя.

2. Изучен литологический состав коллекторов баженовской свиты на ряде месторождений запада Широтного Приобъя. Коллекторы представлены преимущественно карбонатными (известняки и доломиты) и кремнистыми (опоками — сложенными аморфным веществом — опалом) породами, что позволило выработать наиболее рациональные способы интенсификации притоков нефти. Для Средне-Назымского и севера Галяповского — глинисто-кислотная обработка призабойной зоны, для юга Галяновского месторождения — ГРП.

3. Обоснована возможность и доказана эффективность сейсмогеологического прогнозирования и локализации нефтяных залежей в отложениях баженовской свиты изучаемого района.

4. В пределах Галяновского и Средне-Назымского месторождений выделены три крупные перспективные зоны и доказана их протяженность.

5. Обоснован рациональный комплекс для поисков и разведки залежей нефти в отложениях бажеповской свиты запада Широтного Приобья, в котором стандартные каротажные исследования в скважинах необходимо включать плотпостной и акустический каротажи, обработка сейсмических данных должна включать решение обратной динамической задачи сейсморазведки, нацеленную па выявление зон развития коллекторов. Для идентификации гидродинамической связи выделенных по данным сейсморазведки полей нефтеносности продукция скважин должна быть исследована методами резервуарной геохимии.

6. На основе проведенных научно-исследовательских работ построены трехмерные геологические модели природных резервуаров баженовской свиты Галяпов-ского и Средие-Назымского месторождений, с использованием которых ведется промышленная разработка и доразведка этих месторождений.

Практическая значимость полученных результатов заключается в том, что:

• они позволяют выделять коллекторы в разрезе баженовской свиты и оценивать их емкость;

• позволяют на основе полученных оценок делать выводы о перспективности отложений бажеповской свиты, как в новых, так и в старых скважинах, что в свою очередь позволяет с большей эффективностью вводить их в разработку;

• дают возможность строить адекватные геологические модели, па основе которых можно планировать разработку и доразведку, а также проводить оценку запасов нефти.

С использованием полученных результатов осуществляется опытно-промышленная эксплуатация залежей в отложениях баженовской свиты па Галяновском и Средне-Назымском месторождениях, выполняются испытания на других месторождениях запада Широтного Приобья.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Алексеев, Алексей Дмитриевич, Москва

1. Алексеев А.Д., Немова В.Д., Колосков В.Н., Гаврилов С.С. Литологические особенности пород отложений пижнетутлеймской подсвиты Фроловской НГО в связи с особенностями её нефтеносности // Геология нефти и газа — 2009, №2 - С. 27-33.

2. Славкип B.C., Алексеев А.Д., Колосков В.Н. Некоторые аспекты геологического строения и перспектив нефтеносности бажеповской свиты на западе Широтного Приобья // Нефтяное хозяйство — 2007, №8 — С. 100-105.

3. Дахнова М.В., Славкин B.C., Колосков В.Н., Назарова Е.С., Алексеев А.Д. Геохимические методы в решении задач, связанных с освоением залежей нефти в баженовской свите на западе Широтного Приобья//Геология нефти и газа — 2007, №6 С. 39-44.

4. Аплонов C.B. Геодинамика раннемезозойского Обского палеоокеана. М., Ин-т океанологии АН СССР, 1987.

5. Беляков C.JI, Бондаренко Г.Е, Иванюк В.В, Смирнов A.B. Новые данные о поздпемезозойских сдвиговых деформациях чехла северной части ЗападноСибирской плиты // Доклады академии паук. Том 372. 2000. - Л- 4. - С.510-513.

6. Белкин В.И., Ефремов Е.П., Каптелипин НД. Модель коллектора нефти ба-жеиовской свиты Салымского месторож-депия//Нефт.хоз-во. — 1983. — №10. -С.27-31.

7. Белкип В.И., Ефремов Е.П., Каптелипин НД. Строение и нефтеносность ба-жеповского резервуара//Литология и полезные ископаемые. — 1985. — №2. -С.108-123.

8. Боркуп, Ф.Я., Методика определения эффективной мощности коллекторов ба-женовской свиты по данным ГИС Сборник научных трудов «Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири» - Тюмень: СибНИИНП. - 1985.

9. Бочкарев B.C. Палеотектоническое развитие Западно-Сибирской равнины в древние эпохи в связи с вопросами нефтегазоносности ее нижних структурных ярусов // Труды ЗапСибНИГНИ. -Вып. 133. Тюмень. - 1978. - С. 5-60.

10. Быков Л. А., Каптелинин H Д., Сонич В.П. и др. Особенности строения коллекторов нефти пласта Юо баженовской свиты. — СибНИИНП. — Тюмень, 1978. — Вып. 12 С.16-33.

11. Брадучан Ю.В., Гольберт A.B., Гурари Ф.Г., Захаров В.А. и др. (1986) Бажепов-ский горизонт Западной Сибири (стратиграфия, палеогеография, экосистема, нефтегазоносность). Новосибирск: Наука. 216 с.

12. Буш В.А., Кирюхин Л.Г. Палеозойско-триасовые нефтегазоносные бассейны молодых плит Евразии. — Москва: Недра — 1976.

13. Вассоевич Н.Б., Корнилова H.H., Чернышев В.В. О содержании углеродного органического вещества в континентальном секторе осадочного блока Земли. — Вест. МГУ. Сер. 4. Геология, 1973, №1.

14. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, H.H. Нестеров, Ф. К. Салманов, B.C. Сурков, A.A. Трофимук, Ю.Г. Эрвье. Москва: Недра, 1975, 679 С.

15. Гришкевич В.Ф. Макет стратиграфической схемы мезозойских отложений центральных районов Западно-Сибирской равнины и его тероетическое обоснование // Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского А.О. — Ханты-Мансийск. 2001 — С. 130-142.

16. Групис Е.Е, Барков С.Л., Филипа С.И. Уточнение геологической модели пограничных слоев юры и мела Западной Сибири. // Геология нефти и газа. 2003, №5 С. 2-4.

17. Гурари Ф.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности Обь-Иртышского междуречья. —Л.: Гостехиздат, 1959. — 174с.

18. Гурари Ф.Г. Доманикиты и их нефтегазоносиость. Советская геология, 1981, №11 — С. 3-12.

19. Гурари Ф.Г. Глинистые битуминозные толщи новый тип коллектора нефти и газа // Коллекторы и флюидоупоры.— Новосибирск: Наука, Сибирское отделение. — 1982.

20. Гурари Ф.Г. Региональный прогноз промышленных скоплений углеводородов в доманикитах. —Геол. нефти и газа — 1984, №2. С. 1-5.

21. Доманикиты Сибири и их роль в нефтегазоносности. Под редакцией Ф.Г. Гурари. Новосибирск: СНИИГГиМС — 1982. 134с.

22. Дахиова M.B. Результаты геохимических исследований керна и нефтей Галя-новской и Средне-Назымской площадей Западной Сибири — М.: геохимический центр ФГУП «ВНИГНИ» — 2009.

23. Добрынин В.М., Мартынов В.Г. Коллектор нефти в нефтематеринских глинистых толщах. — Геология нефти и газа. — 1979, №7. — С. 36-43.

24. Добрынин В.М., Мартынов В.Г. Модель и основные параметры пластового резервуара баженовской свиты Салымского месторождения. — Нефтегазоиосность баженовской свиты Западной Сибири. — М.: ИГиРГИ — 1980. — С.57-67.

25. Добрынин В.М. Проблемы коллектора нефти в битуминозных глинистых породах баженовской свиты. Изд. в АН СССР. Сер.геологическая. — 1982, №3. — С. 120-127.

26. Добрынин В.М., Мартынов В.Г. Комплексное изучение свойств глинистых пород баженовской свиты. — Коллекторы нефти и газа и флюидоупоры — Новосибирск: «Наука» — 1983.

27. Елисеев В.Г., Нестеров И.И. Стратиграфия мезозойско-кайнозойских платформенных отложений Шаимского и Красноленинского нефтегазоносных районов Тюмень: ЗапСибНИГНИ 1971 - С. 41-132.

28. Желтов Ю.В., Малофеев Г.Е., Толстов JI.A. и др. Обоснование особенностей строения и продуктивности баженовской свиты Салымского месторождения по данным работы скважин //Геология нефти и газа. — 1984, №8 — С.1-6.

29. Желтов Ю.В., Хавкин А.Я. Математическая модель извлечения нефти из продуктивных зон баженовской свиты Салымского месторождения. — М.: ВНИИ, 1983. -10 с.-Деп. во ВНИИОЭНГе 04.10.83., №1027нг-Д83.

30. Желтов Ю.В., Хавкин А.Я. О системном подходе к геолого-промысловому изучению залежи нефти в баженовской свите Салымского месторождени-я//Тр./ВНИИ. 1988. -Выл. 102. - С. 13-16.

31. Завьялец А.Н., Скворцова Л.А., Замятина Е.В. Толстолыткин В.П. Определение общей пористости пород баженовской свиты методами промысловой геофизики

32. Сборник научных трудов «Особенности подсчета запасов нефти в баженов-ских отложениях Западной Сибири» — Тюмень: СибНИИНП. — 1985.

33. Заляев Н.З., Методика автоматизированной интерпретации геофизических исследований скважин — Минск: Издательство «Университетское». — 1990.

34. Зарипов О.Г., Нестеров И.И. Закономерности размещения коллекторов в глинистых отложениях баженовской свиты и её возрастных аналогов в Западной Сибири. Сов. геология. — 1977, №3. -С. 19-25.

35. Зарипов О.Г., Сонич В.П., Юсупов К.С. Модель пласта Юо баженовской свиты.

36. Нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири. — М.: ИГиРГИ. — 1980.- С.57-67.

37. Захаров В.А. Условия формирования волжско-берриасской высокоуглеродистой баженовской свиты Западной Сибири по данным палеоэкологии // Эволюция биосферы и биоразнообразия. М.: Товарищество научных изданий КМК.—2006- С.552-568.

38. Зубков М.Ю. (ОАО «СибНИИНП»), Бондаренко П.М. (ОИГГиМ СО РАН) Прогноз зон вторичной трещиноватости па основе данных сейсморазведки и тектонофизического моделирования, Геология нефти и газа 1999, №11 — 12.

39. Проблемы нефтеносности баженовской свиты Западной Сибири — Сборник научных трудов — М: ИГиРГИ. — 1986г.

40. Ипатов А.И., Кремепецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов.— М.: — РХД — 2005.

41. Карагодин Ю.Н., Ершов C.B., Сафонов B.C. и др. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири. Системио-литмологический аспект. — Новосибирск: издательство СО РАН, НИЦ ОИГГМ. 1996.

42. Корж М.В., Клубова Т.Т., Корпев Б.В. Нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири// Тр./ИГиРГИ. — М.: ИГиРГИ, 1980. 205 с.

43. Клещев К.А, Петров В.И, B.C. Шеин. Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа / ВНИГНИ. — М.: Недра, 1995.

44. Ли П.Ф., Равдоникас О.В., Пятницкий В.К. Геологическое строение и перспективы иефтегазоносности Березовского газоносного район Западно-Сибирской низменности. — JL: Гостоптехиздат, 1960. — 175с.

45. Мавлютов Ш.Ш. Подсосова JT.JL Устюжанин В.В. Роль разломпой тектоники в строении Западно-Сибирской плиты // Управление поисками и разведкой месторождений нефти и газа. — Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1988, с. 102 -111.

46. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты // Под ред. B.C. Суркова. — М: Недра, 1986.

47. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и растворенного газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. — Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика». — 2003.

48. Мкртчян О.М., Трусов Л.Л., Белкин Н.М., Дегтев В.А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири.Москва. Наука. — 1987.- 126 с.

49. Мормышев В.В., Завьялец А.Н., Схема строения и обоснование режима разработки пласта Юо Салымского месторождения — Сборник научных трудов «Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири»- Тюмень: СибНИИНП. 1985.

50. Нестеров И.И., Новый тип коллектора нефти и газа. — Геология нефти и газа.- 1979, №10. С. 26-29.

51. Нестеров И.И., Ставицкий, Курчиков и др. Модель процесса извлечения нефти из глинистых битуминозных пород баженовской свиты Западной Сибири. — Проблемы нефти и газа Тюмени. — Тюмень, 1979. — Вып. 44. С. 15-19.

52. Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири. — Сборник научных трудов под.ред. члеп-кор. АН СССР И.И. Нестерова — Тюмень: ЗапСиб-НИГНИ. 1985.

53. Нестеров И.И., Ушатипский И.Н. и др. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири. М.: Недра — 1987

54. Нестеров И.И., Петросян Л.Г., Сопич В.П., Хабаров В.В. Исследование нефтеносных разрезов бажеповской свиты — Разведочная геофизика, обзор ВИЭМС. Москва — 1988.

55. Новиков Г.Р., Салманов Ф.К., Тян A.B. Перспективы открытий крупных залежей нефти в трещиноватых аргиллитах бажеповской свиты // Нефть и газ Тюмени. 1970, №7.

56. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна // М.Я. Рудкевич, JI.C. Озеранская, Н.Ф. Чистякова, Корнев В.А. Максимов Е.М. — Москва: Недра, 1988. 303 с.

57. Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири// Сборник научных трудов — Тюмень: СибНИИНП. — 1985.

58. Петров А.И., Шеип B.C., Геодинамическая модель резервуара с кремнисто-глинистым коллектором (на примере бажеповской свиты Салымского нефтяного месторождения Западной Сибири)— Геология нефти и газа. — 1999, №9-10.

59. Отчёт по теме «Проведение фундаментальных исследований, разработка технологических решений и оборудования для добычи трудноизвлекаемого и нетрадиционного углеводородного сырья» — РГУНГ им. И.М.Губкина 2007-2008гг.

60. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. — Объяснительная записка. — Новосибирск — 2004.

61. Славкин B.C., Е.А. Копилевич, Е.А. Давыдова, И.А. Мушип. Методика картирования типов геологического разреза в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки. //Геофизика, ЕАГО. — 1999, №4.-0.21-24.

62. Соколов Б.А. Новые идеи в геологии нефти и газа (избранные труды) — М.: МГУ. 2001.

63. Соколовский А.П. К вопросу о нефтеносности битуминозных аргиллитов баже-новской свиты в Салымском районе. — Тюмень: ЗапСибНИГНИ — Вып.58. — 1972.

64. Сонич В.П., Тип коллектора в породах баженовской свиты и механизм его образования — Сборник научных трудов «Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири» Тюмень: СибНИИНП. — 1985.

65. Степанов В.П. и д.р. — Основные итоги и перспективы разработки баженовской свиты Салымского месторождения — Геофизика. — 2007, №4.

66. Супруненко О. И.,Тугарова М. А. — Краткий курс лекций «Геохимия нафтидов» по материалам Интернет сайта http://www.lithology.ru/.

67. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкип Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. — М.: Недра. — 1984.- 215 с.

68. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла ЗападноСибирской плиты. — М.: Недра. — 1981.

69. Унифицированные региональные стратиграфические схемы неогеновых и палеогеновых отложений Западно-Сибирской равнины — Новосибирск. — 2001.

70. Умрихин И.Д., Днепровская H.H., Бузинов С.Н. и др. Методика определения параметров неоднородности и подсчета запасов по данным гидродинамических исследований// Геология нефти и газа. — 1982, №5. — С.21-25.

71. Умрихин И.Д., Вольпии С.Г., Днепровская H.H. и др. Определение гидродинамической модели залежи и типа коллектора Салымского месторождения// Нефт.хоз-во. 1984, №6. — С.33-38.

72. Федорцов В.К., Нестеров В.Н. Обоснование модели пласта и режима залежи в отложениях баженовской свиты Салымского месторождения по данным испытания и пробной эксплуатации скважин. — Тюмень: ЗапСибНИГНИ.— 1978 — Вып. 127. С. 17-33.

73. Филина С.И., Корж М.В., Зонн М.С., Палеогеография и нефтеносность баже-новской свиты Западной Сибири. М: — Наука — 1984.

74. Фурсов А.Я., Постников Е.В., Постников A.B. и др. Геологические основы и новые технологии прогнозирования залежей и оценка запасов нефти в отложениях баженовской свиты // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 2000, С. 162-173.

75. Хавкин А.Я. Проектирование и разработки залежи нефти баженовской свиты Салымского месторождения, изд. ВНИИ им. акад. А.П. Крылова — 1992.

76. Хаин В.Е. Горная экспедиция // Том 1 «Альпийская складчатость»; В.Е. Хаин. Том 3 «Мезозойские эпохи складчатости» — Москва: Советская экспедиция, 1987 г., с. 106-107; 285-286.

77. Халимов Э.М., Мелик-Пашаев B.C. О поисках промышленных скоплений нефти в баженовской свите//Геология нефти и газа. — 1980. — №6. — с.1-10.