Создание геолого-фильтрационных моделей сложнопостроенных месторождений на основе фациального анализа

Евдокимов, Иван Владиславович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Создание геолого-фильтрационных моделей сложнопостроенных месторождений на основе фациального анализа
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Создание геолого-фильтрационных моделей сложнопостроенных месторождений на основе фациального анализа"

005020421

На правах рукописи УДК 622.276.1/.4:55

ЕВДОКИМОВ ИВАН ВЛАДИСЛАВОВИЧ

СОЗДАНИЕ ГЕОЛОГО-ФИЛЬТРАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ОСНОВЕ ФАЦИАЛЬНОГО АНАЛИЗА (на примере Аригольского месторождения)

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

2 9 д-др £С72

МОСКВА-2012

005020421

Работа выполнена в открытом акционерном обществе «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт» имени академика А.П. Крылова (ОАО «ВНИИнефть»),

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор технических наук, профессор Денисов Сергей Борисович

Золоева Галина Михайловна, доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры геофизических информационных систем РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Никифоров Сергей Владимирович, кандидат технических наук, генеральный директор ЗАО«ОйлИнТек»

Российский Университет Дружбы Народов (РУДН), г. Москва

Защита диссертации состоится «20» апреля 2012 г. в 10 часов в конференц-зале | '"К на заседании диссертационного совета Д.222.006.01 при ОАО «Всероссийский / /нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть») по адресу: 127422, Москва, Дмитровский проезд, 10.

Автореферат размещен на интернет-сайтах Министерства образования и науки Российской Федерации http://vak.ed.gov.ru «15» марта 2012 г. и ОАО «ВНИИнефть» www.vniineft.ru «15» марта 2012 г.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть».

Автореферат разослан «16» марта 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

Э.М. Симкин

Общая характеристика работы

Актуальность работы. Верхнеюрские отложения являются одним из перспективных продуктивных подкомплексов Западной Сибири, в которых выявлены 557 залежей и сконцентрировано более 6 млрд. тонн геологических запасов нефти (Шпильман A.B., 2003 г.). В настоящее время большинство крупных залежей верхнеюрских пластов (группы ЮВ! и ЮС,) Широтного Приобья находятся на стадии активного разбуривания и разработки, а некоторые вступили в завершающую стадию разработки.

Для достижения проектных показателей разработки в сложнопостроенных юрских отложениях необходимо своевременное и обоснованное управление разработкой на основе применения современных технологий повышения нефтеотдачи. Качественное решение задачи комплексного управления разработкой возможно лишь с помощью трехмерных цифровых моделей, адекватно отражающих геологическое строение среды, определяющей направления фильтрационных потоков.

Такие модели можно построить на основе глубокого анализа истории развития района месторождения и геологического строения месторождения как составной части района (Денисов С.Б., Изотова Т.С., Золоева Г.М., Билибин СМ. и др.). Результаты такого анализа получили название принципиальных геологических моделей, достоверность которых высока в результате учета литолого-фациальных особенностей формирования продуктивной части разреза и вмещающих отложений. Принципиальные модели позволяют более обоснованно прогнозировать особенности свойств коллекторов в межскважинном пространстве базируясь на законах седиментологии.

Практика освоения месторождений показала, что к моменту окончательного разбуривания месторождения объем геолого-геофизической и промысловой информации достаточен для построения адекватной геолого-фильтрационной модели, но к этому времени, система разработки уже сформирована и в случае ошибок в стратегии разработки - обводненность продукции достигает очень высоких значений, формируются области невыработанных запасов. В этой связи актуальными являются методы оценки причин обводненности скважин, выделение зон концентрации подвижных остаточных запасов.

Из обзора и анализа материалов по стратиграфии и фациальному районированию отложений верхней юры Западной Сибири становится ясно, что и по сей день остается множество противоречий по отнесению той или иной осадочной толщи к той или стратиграфической единице. Также неоднозначны мнения по проведению четких границ отделяющих зоны континентальных,

прибрежно-морских и морских отложений осадочных пород. Поэтому в районах исследования, для идентификации коллекторов с различными ФЕС, и их оконтуривания, необходимо привлечение значительного количества разнородных данных приведенных к единому масштабу - масштабу объекта разработки.

Цель работы. Совершенствование методов построения адекватных геологических моделей на основе разнородной разномасштабной геолого-геофизической и промысловой информации и их трансформации в трехмерные геолого-фильтрационные модели, позволяющие решать задачи контроля и регулирования разработки.

Основные задачи исследования;

1. На основе аналитического обзора литературных данных выявление особенностей геологического строения западного склона Александровского мегавала и приуроченных к этой области нефтяных месторождений.

2. Оценка связи особенностей выработки запасов с геологическим строением продуктивных объектов.

3. Разработка методики комплексной интерпретации разномасштабных геолого-геофизических данных для обоснования палеогеографической обстановки формирования коллекторов.

4. Обоснование принципов корреляции разрезов скважин сложно построенных верхнеюрских отложений.

5. Создание технологии построения принципиальной геологической модели месторождений западного склона Александровского мегавала на основе представлений о фациальных обстановках формирования разреза.

6. Построение трехмерной геологической и фильтрационной моделей адекватных принципиальной геологической модели.

7. Выработка рекомендаций по оптимизации разработки продуктивных пластов верхней юры (ЮВ,1) на основе полученной геологической информации.

Научная новизна:

1. Сформулированы основные принципы осадконакопления продуктивных отложений верхней юры западного склона Александровского мегавала, определившие закономерности распределения типов коллекторов и залежей углеводородов.

2. Выявлены связи особенностей разработки нефтяных месторождений с распределением типов фациальных зон.

3. Разработаны основы комплексирования разномасштабных геолого-геофизических данных для решения задач построения моделей месторождений.

4. Разработаны методические приемы построения принципиальных геологических моделей месторождений западного склона Александровского мегавала.

5. Предложены методические приемы решения задач оптимизации разработки на основе геолого-промыслового анализа и выявленных особенностей геологического строения продуктивных пластов.

Методы решения поставленной задачи. Поставленные задачи решаются с помощью аналитических, теоретических, лабораторных и промысловых исследований, а так же с помощью численного математического моделирования.

Для выполнения работы привлечены материалы по литературному обзору района и объектам исследований, данные сейсморазведки МОГТ-ЗД (более 250 км2), геолого-геофизические и промысловые данные более чем по 200 скважинам, материалы по описанию и лабораторному исследованию керна из 12 скважин, данные разработки и ГТМ более чем за 10 лет.

Для подготовки данных и построения цифровой модели использовались программные продукты: Microsoft Office, Corel DRAW, ГеоПоиск, DV-Geo, Petrel и Eclipse.

Практическая ценность работы; Методические подходы, используемые при построении принципиальных моделей на основе комплексной интерпретации разномасштабных геолого-промысловых данных, использовались при подсчете запасов и составлении проектных технологических документов на разработку нефтяных месторождений (Ачимовское, Аригольское, Тайлаковское, Западно-Усть-Балыкское, Верхне-Уратьминское, Макаровское и др.) научными центрами мониторинга и проектирования разработки нефтяных месторождений, повышения нефтеотдачи пластов ОАО «ВНИИнефть». Результаты этих работ прошли независимую экспертизу и защиту на НТС Заказчика, в ГКЗ Роснедра и ЦКР Роснедр по УВС.

Основные защищаемые положения:

1. Отложения пласта IOBi' накапливались в переходной зоне в условиях слабых разнонаправленных конседиментационных тектонических процессов. Выделены периоды инверсионных тектонических процессов в меловое время. Современный структурный план формировался в неоген-четвертичное время.

2. Корреляция стратиграфических границ в разрезах скважин в комплексе с технологиями палеотектонического анализа позволяет оконтурить области с различающимися условиями седиментации и лито-физическими свойствами разреза.

3. Геологическими причинами наклонных контактов на месторождениях западного склона Александровского мегавала являются неотектонические движения.

4. Методический подход к построению принципиальной геологической модели на основе разнородной, разномасштабной информации с максимальным учетом тектонических и седиментационных факторов, определяющих строение геологических тел переходной зоны седиментации.

5. Схема трансформации принципиальной геологической модели в трехмерную геологическую геолого-фильтрационную модель и подготовки геологической основы для анализа разработки, оценки причин опережающей обводненности, обоснования ГТМ в зависимости от геологического строения участков месторождения.

Апробация работы. Результаты работы представлены на:

1. VIII Международной конференции «Новые идеи в науках о Земле». Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе (РГГРУ). Москва, 10-13 апреля 2007 года (тезисы доклада);

2. Совещании-семинаре на тему: «Существующие проблемы подготовки геолого-геофизических данных для обоснования запасов углеводородного сырья». Уфа, 21-23 мая 2009 г;

3. Конференции SPE (The Society of Petroleum Engineers). Synergy of Static and Dynamic Modeling. Москва, 23-25 марта 2010 года;

4. Международной юбилейной конференции «Промысловая геофизика в 21-м веке. Геоинформационное обеспечение технологий увеличения ресурсной базы углеводородного сырья». Москва, 10-11 ноября 2011 года (тезисы доклада);

Личный вклад автора. В работе использованы материалы работ по подсчетам запасов, ТЭО КИН, подготовки проектных документов разработки месторождений, выполненных при непосредственном участии диссертанта и под его руководством в лаборатории информационного и геологического обеспечения разработки (Научный центр мониторинга и проектирования разработки ОАО «ВНИИнефть»),

Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 статей в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ. Получен патент на изобретение №2432459 «Способ разработки нефтяных залежей».

Объем работы. Диссертация включает 129 страниц, 71 рисунок, 10 таблиц, состоит из введения, 5 глав и заключения. Библиография состоит из 76 наименований.

Благодарности. Автор глубоко признателен и благодарен своему научному руководителю Денисову Сергею Борисовичу за помощь при постановке задачи

исследования и непрерывное научное сопровождение и консультации при выполнении диссертационной работы. Так же автор благодарен сотрудникам научного центра мониторинга и проектирования разработки ОАО «ВНИИнефть» за помощь при подготовке и оформлении результатов исследований, сотрудникам Научного центра повышения нефтеотдачи пластов ОАО «ВНИИнефть» за плодотворное сотрудничество при решении научных задач в процессе выполнения совместных проектов.

Автор благодарит сотрудников ОАО "НТК "Славнефть" и ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", за предоставленную информацию.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследования, охарактеризована научная новизна и практическая ценность работы, приведены защищаемые положения.

В ГЛАВЕ 1 рассмотрена геолого-физическая изученность и нефтегазоносность верхнеюрских отложений Широтного Приобья Западной Сибири.

На большей части Западной Сибири в объеме верхней юры выделяют три свиты: васюганскую, георгиевскую и баженовскую.

В пределах Западной Сибири выделяются три фациальные области: в северной Обь-Ленской, охватывающей большую часть Западной Сибири и все северное обрамление Сибирской платформы, келловей-верхнеюрская толща сложена преимущественно породами морского генезиса; в обрамляющей ее на юге и юго-востоке Омско-Чулымской области - прибрежно-морскими с участием дельтовых и континентальных; в расположенной на крайнем юго-востоке Чулымо-Тасеевской области - почти исключительно континентальными образованиями. Каждая область характеризуется своим набором структурно-фациальных районов, типов разрезов и последовательностью литостратиграфических подразделений, иногда замещающих друг друга по латерали в разных сочетаниях (Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л., Девятов В.П. и др., 2000 г).

По всей видимости, береговая линия в келловей-оксфордское время имела очень «изрезанное» строение. Источники сноса обломочного материала были расположены на юге, юго-востоке и востоке Западной Сибири. Для определения

границ перехода от континентальных к прибрежно-морским, а от прибрежно-морских к морским условиям осадконакопления, требуется непосредственное изучение материалов объекта исследования.

В соответствии с тектонической картой мезокайнозойского чехла ЗападноСибирской плиты (под ред. В.И. Шпильмана и др., 1998г.), Аригольская группа поднятий приурочена к Александровскому мегавалу, который является структурой I порядка. На западе Александровский мегавал сопряжен с Колтогорско-Толькинской шовной зоной, граничащей, в свою очередь, на западе с Тагринским мегавалом. В центральной части Александровский мегавал разделен замкнутой Тормэмторской ложбиной, переходящей в Восточно-Кошильский прогиб на две составляющие его структуры I порядка - Александровский мегавал и Междуреченский вал. Аригольская группа поднятий II порядка, а также поднятия Максимкинское, Ининское и Восточно-Охтеурское непосредственно приурочены к западной части Александровского мегавала.

Структурный план мезо-кайнозойского платформенного чехла характеризуется высокой степенью унаследованности геосинклинальных структур фундамента.

История тектонического развития Аригольской площади

В истории тектонического развития исследуемой территории выделено четыре этапа активизации (Яневиц Р.Б., Глебов А.Ф. и др. 2001 г.):

I. Ранне-, среднеюрский этап тектонической активизации;

II. Раннемеловой этап тектонической активизации;

III. Позднемеловой этап тектонической активизации;

IV. Палеоген-неогеновый этап активизации.

Из анализа рассмотренных материалов, следует отметить следующее:

1. Для тектонического развития характерна периодическая активизация тектонических процессов (их фаза не всегда совпадает с выделенными для анализа сейсмоструктурными этажами);

2. В период геологической истории тектонические движения имели разнонаправленный характер, т. е. несмотря на утверждения авторов отчетов, что структуры имеют наследованный характер развития, фактический материал свидетельствует о периодических тектонических инверсиях;

3. Результаты сейсмических работ, несомненно, представляют весьма информативный материал, который позволяет обосновать палеогеографические реконструкции.

Анализ тектонического развития по данным ГИС выполнен по методике корреляционного метода изучения истории формирования структур, предложенной Скидан С.А., Моржиной Л.М. в 1967 г. и Хафизовым Ф.З. в 1991 г. Для анализа

отобраны массив вертикальных скважин равномерно расположенных на площади месторождения и в которых ГИС зарегистрированы во всем интервале глубин. Суть метода заключается в анализе графиков зависимости абсолютных отметок залегания кровли и подошвы стратиграфических интервалов и графиков зависимостей толщины стратиграфического интервала от глубины залегания его подошвы.

В результате анализа установлено, что юрский разрез накапливался при относительно равномерном погружении дна осадочного бассейна, т.е. между скважинами должна быть уверенная корреляция стратиграфических границ, что позволяет надежно идентифицировать отложения циклов и картировать латеральные замещения и типы разрезов. Высокий коэффициент соответствия структур (0.996) позволяет сделать вывод о возможности построения структурных карт верхнеюрских отложений методом схождения.

Нефтеносность верхнеюрских отложений Рассматриваемый объект входит в состав Александровского нефтегазоносного района. Промышленная нефтеносность юрского комплекса на Аригольском, Максимкинском, Ининском и Восточно-Охтеурском связана с отложениями верхней юры (пласт ЮВ11). На Вахском месторождении промышленная нефтеносность юрского комплекса связана с отложениями верхней (пласты Ю/, Ю1 , Ю]3) и средней юры (пласты Ю2\ Ю22, Ю3', Ю32, Ю33, Ю34).

Породами, обеспечивающими сохранность залежей нефти (покрышка) в отложениях верхней юры (пласты группы Ю0 являются тонкодисперсные глины георгиевской свиты и битуминозные аргиллиты баженовской свиты.

На наиболее крупных месторождениях (Вахское и Аригольское) отмечается наклон ВНК с запада и юго-запада на восток и северо-восток.

В результате выполненного анализа обосновано первое защищаемое положение: Отложения пласта ЮВ¡' накапливались в переходной зоне в условиях слабых разнонаправленных конседиментационных тектонических процессов. Выделены периоды инверсионных тектонических процессов в меловой период. Современный структурный план формировался в неоген-четвертичное время.

В ГЛАВЕ 2 рассмотрена оценка связи выработки запасов с геологическим строением продуктивных объектов по данным различных авторов.

В работах В.Б. Белозерова (2008 г.) рассматриваются связи эффективности разработки разнофациальных терригенных коллекторов с закономерностями изменения гранулометрической структуры пласта по разрезу (макронеоднородность), его текстурными особенностями на уровне проявления упорядоченной и хаотичной слоистости (слоистая неоднородность) и направленной

ориентировкой зерновой массы песчаников отдельного прослоя (микронеоднородность).

В свою очередь, связь структурных и текстурных факторов с седиментационными обстановками рассматриваются в большом количестве работ (Бабадаглы В.А., Билибин С.И., Денисов С.Б., Золоева Г.М., Изотова Т.С., Селли Р.Ч., Серра О., Стрельченко В.В. и др.).

Выводы, о влиянии условий осадконакопления, неоднородности продуктивных пластов по вертикали и латерали на эффективность разработки и добычные характеристики скважин были получены и в работах других авторов (Буш Д.А., Денисов С.Б., Золоева Г.М., Иванова М.М., Курамшин P.M., Муслимов Р.Х, Никифоров C.B. и др.).

Для эффективного управления разработкой необходимо понимание законов трехмерного распределения ФЕС (пористости, нефтенасыщенности, проницаемости и др.). При рассмотрении данного вопроса следует исходить из следующих постулатов связи геологических характеристик залежей и технологических параметров их разработки:

- геометрия песчаных тел может быть обоснована, если определена обстановка осадконакопления (условия седиментации);

- осадочные процессы контролируют первоначальную пористость и проницаемость резервуара и распределение мелкомасштабной неоднородности;

- конечное распределение пористости и проницаемости определяется диагенетическими процессами.

Таким образом, геологическая основа для эффективной разработки продуктивных залежей приобретает конкретный прикладной практический смысл.

В ГЛАВЕ 3 представлены элементы комплексирования разномасштабных геолого-геофизических данных для решения задач построения принципиальных геологических моделей.

«Принципиальная модель - это геологическая гипотеза, которая на основе фактических геолого-геофизических данных и программно-методических средств реализуется в виде трехмерной параметрической модели» (Денисов С.Б., 1999). Это значит, что в отличии от прямой интерполяции фильтрационно-емкостных свойств при построении ЗД модели и затем извлечения из ЗД модели карт, разрезов и другой информации, позволяющей получить представление о строении куба, геолог использует разнородную и разномасштабную априорную информацию для создания своих представлений о строении среды и средствами моделирования реализует их в трехмерном представлении.

Методические средства, позволяющие извлекать из геофизических данных геологическую информацию, разработаны в России и за рубежом многими исследователями. Российская наука и практика в этой области представлены работами Авербуха А.Г., Гайдебуровой Е.А., Гогоненкова Г.Н., Денисова С.Б., Изотовой Т.С., Карогодина Ю.Н., Кашика A.C., Кунина Н.Я., Кучерука Е.В., Муромцева B.C., Мушина И.А., Чуриновой И.М. и многих других. Среди зарубежных исследователей стоит отметить работы Пейтона Ч., Пирсона С.Д., Райдера М., Серра О., Шерифа Р. и других ученых.

Вопросам более глубокого анализа и комплексной геологической интерпретации разномасштабных методов посвящено меньше работ (Бадабаглы В.А., Денисов С.Б., Золоева Г.М., Изотова Т.С. и др.).

Принципы комплекенрования разномасштабной геолого-геофизической информации Источниками геолого-геофизической и промысловой информации являются различные виды исследований. При этом, масштаб измерения разных видов исследований может изменяться в диапазоне от микрон (изучение шлифов) до десятков и сотен километров (сейсморазведка, дистанционные методы исследования).

При дефиците геолого-геофизической и промысловой информации, для построения принципиальной геологической модели залежей продуктивных пластов необходимо использовать все имеющиеся данные полученные прямым и косвенным методом. Но перед использованием этой информации, все данные должны быть приведены к единому масштабу измерения - масштабу геологического объекта. В работе, в рамках данной концепции, рассматривались материалы региональных геологических исследований, данные ГИС и керна.

Корреляция разрезов скважин Составление адекватной модели залежи возможно лишь при наличии надежной детальной корреляции разрезов пробуренных скважин.

Процесс корреляции начинается с выделения устойчивых стратиграфических границ - регулярных реперов, соответствующих поверхностям выравнивания или перерывов в осадконакоплении (глин, углей, тонких песчаных пластов, реже -уплотненных пород). Внутри выделенных стратиграфических интервалов, как правило, стратиграфические границы являются менее регулярными. Для обоснованной корреляции нерегулярных стратиграфических границ необходимо установить характер цикличности и закономерности наращивания разреза, оценить влияние конседиментационных тектонических процессов. При равномерном

погружении дна осадочного бассейна велика вероятность, что толщины элементарных седиментационных циклов одинаковы и их границы эквидистантны.

Для контроля качества корреляции и тектонической картины при формировании рассматриваемого стратиграфического интервала разреза использовались графики зависимости стратиграфической толщины пласта от глубины залегания стратиграфической подошвы: Ь=аН+Ь (рис.1), где Ь - толщина стратиграфического интервала; Н - абсолютная отметка глубины залегания горизонта.

0<а<1

а<0

Рис. 1 - График зависимости стратиграфической толщины пласта от глубины залегания стратиграфической подошвы.

Значение коэффициента а=0 означает, что разрез накапливался при равномерном погружении дна осадочного бассейна и стратиграфические границы кровли и подошвы пласта будут параллельны друг другу (линия а=0 на рис. 1).

Значения коэффициента 0<а<1 означают, что в период геологического времени между изучаемыми поверхностями имели место тектонические затухающие консидементационные процессы (линия 0<а<1 на рис. 1).

Значения коэффициента а<0 означают, что в период геологического времени между изучаемыми поверхностями имели место тектонические консидементационные процессы носившие инверсионный характер (линия а<0 на рис. 1).

На рис. 2 представлена карта эффективных толщин пласта ЮВ(' совмещенная со схемой расположения скважин с вынесенными данными о группах скважин с коэффициентами 0<а<1 (зеленым цветом) и а<0 (красным цветом).

Исходя из анализа толщин стратиграфических интервалов, следует, что интенсивное осадконакопление происходило на фоне незначительное погружения дна осадочного бассейна (области, выделенные зелеными точками и линиями). На участках с повышенным рельефом местности (тектоническая инверсия), толщина аккумулирующихся осадков ниже (области, выделенные красными точками и

эффе «пивное толщины

линиями). Остальная часть месторождения относится к области равномерного погружения (область с черными точками).

Для выделенных областей характерны различающиеся типы разрезов. Наибольшие толщины песчаников и наилучшая однородность характерны для разрезов первого типа.

Разрезы второго типа характеризуются наихудшими коллекторскими свойствами.

В результате выполненного анализа, возможно обосновать второе защищаемое положение: корреляция стратиграфических границ в разрезах скважин в комплексе с технологиями палеотектонического анализа позволяет оконтурить области с различающимися условиями седиментации и лито-физическими свойствами разреза.

Обоснование наклонного ВЕПС

При построении геолого-фильтрационной модели и ее последующей адаптации к истории разработки необходимо достоверно определить ВНК, границу, выше которой при испытании может быть получен промышленный приток нефти. При подсчете запасов 2008 г было установлено, что ВНК залежи пласта ЮВ/ Аригольского месторождения не горизонтален и имеет наклон с запада на юго-восток с а.о. -2237 м до -2254 м соответственно. Обоснование

наклонного ВНК проводилось по вертикальным поисково-разведочным и эксплуатационным скважинам

(удлинение менее 50 м) с качественными испытаниями.

На месторождениях приуроченных к Александровскому мегавалу (Кошильское, Пермяковское, Хохряковское и др.) также отмечается не горизонтальный наклонный ВНК с наклоном с запада на восток в среднем на 10-30 м. При этом следует отметить, что указанные месторождения практически полностью разбурены эксплуатационной сеткой скважин и для обоснования ВНК привлекалось большое количество скважин с качественными испытаниями и минимальным влиянием

о<а<1 а<0

Рис. 2 - Карта эффективных толщин пласта ЮВ|' совмещенная со схемой расположения скважин с различными значениями коэффициента «а».

разработки. Анализ различных вероятных причин наклонного ВНК (влияние капиллярных сил, блоковое строение залежей, подъем ВНК в процессе разработки и др.) не принес значимых результатов.

Для обоснования наклонного ВНК были выполнены палеоструктурные построения.

Выполненная палеореконструкция разреза (рис. 3) показала, что незначительный рост структуры начался уже в начале отложения подачимовских глин (выравнивание по горизонту Б). Структура росла неравномерно и для удобства описания разреза проведена линия между скважинами 251 и 258, разделяющая западную и восточную часть структуры. Во время осадконакопления отложений куломзинской и тарской свиты происходит рост структуры, при этом западная часть растет быстрее восточной (выравнивание по горизонту Hdm). Далее происходит интенсивный рост западной и восточной части структуры (выравнивание по горизонтам M и Mi), а в постсеноманское время происходит дальнейший рост западной части структуры и интенсивное погружение восточной части

Выполненная палеореконструкция разреза позволяет сделать следующие выводы: формирование структурной ловушки, контролирующей залежь нефти Аригольского месторождения, началось на раннем этапе (постбаженовское время); процесс формирования ловушки происходил неравномерно в разные геологические промежутки времени; наклон ВНК объясняется наклоном структуры на восток в постсеноманское время, что свидетельствует о неотектонических движениях, которые происходят на Александровском мегавале; в настоящее время происходит гравитационное перераспределение флюидов, которое способствует выравниванию ВНК, но не исключено, что вектор приложения тектонических сил не изменил прежнего направления и восточная часть структуры продолжает погружаться.

(выравнивание по горизонту С,).

выравнивание

выравнивание по

по горизонтуfo.

gi'* V-Г

по горизонту 6 ___кровли Ю.

Рис. 3 - Палеореконструкция разреза по линии СЗ-ЮВ.

На основании полученных результатов сформулировано третье защищаемое положение: геологическими причинами наклонных контактов на месторождениях западного склона Александровского магавала являются неотектонические движения.

Обоснование простнрания трещинных систем Предпосылкой к изучению направлений простирания трещин и трещинных систем по данным инклинометрии скважин послужил вывод Н.И. Шацева (1944 г) о преимущественном искривлении скважин по геологическим причинам, подтвержденный в последующих исследованиях, проведенных как в пределах нашей страны, так и за рубежом. Установлено, что именно простирание субвертикальных трещин и их систем создает направление для низа бурильного инструмента, в то время как его конструктивные особенности и технология бурения не играет существенной роли в азимутальном искривлении скважин. Вследствие анизотропии в свойствах нарушенных пород платформенных областей искривление скважин происходит в направлении линии наименьшего сопротивления разрушению, т.е. по простиранию трещин. Компоновка и режим бурения лишь определяют величину смещения забоя, но не изменяют характерного направления искривления скважин.

В результате выполненных расчетов установлено, что преимущественным направлением простирания трещин и трещинных систем в верхнеюрских отложениях является меридиональное направление, но так же присутствуют нарушения широтного простирания и с юго-запада на северо-восток.

Кроме того, простирание трещин и трещинных систем не хаотично, а имеет, на разных участках площади, определенное преимущественное направление.

Выполненные на двух участках месторождения трассерные исследования подтвердили достоверность определения простирания трещин и трещинных систем полученных по данным инклинометрии скважин.

Данные о простирании трещин и трещинных систем верхнеюрских отложений должны учитываться при формировании системы разработки и планировании ГРП, а так же при задании анизотропии проницаемости по X и У.

Генетическая интерпретация данных гранулометрии керна Важнейшей практической задачей, решаемой при помощи палеогеографических реконструкций, является установление генезиса песчаных тел. На его основе с использованием законов седиментологии определяют области распространения коллекторов разного качества. Эти знания необходимы при изучении литологических и стратиграфических ловушек нефти и газа. Принципиально необходим этот материал для обоснования прогноза развития коллекторов и зон

замещения в межскважинном пространстве (интерполяция) и за пределами разбуренной части (экстраполяция). Одним из инструментов решения упомянутых задач являются результаты геологической интерпретации данных гранулометрии.

Особенно ценны полученные по гранулометрии керна геологические данные при геологической интерпретации данных сейсморазведки и ГИС, поскольку позволяют анализировать и сопоставлять материалы этих трех разномасштабных источников информации в едином масштабе - масштабе геологических моделей (обстановок седиментации), позволяя решать поисково-разведочные задачи с высокой степенью достоверности.

Основой генетической интерпретации данных гранулометриии является статистическая обработка исходных данных и интерпретация на генетических диаграммах. Широкую известность получили диаграммы Пассеги, Фридмана, Майола-Вейзера, Рухина, Рожкова и Гостинцева, Боровко и др.

В результате обработки и интерпретации данных гранулометрии, выполненных нами на основе 193 исследований гранулометрического состава пород, сделаны следующие выводы:

1. Разрез отложений пласта ЮВ11 Аригольского месторождения формировался в морских условиях в промежуточной области между береговой линией и дальним шельфом, ближе к береговой линии.

2. Обломочный материал транспортировался подводными потоками (возможно дистальными частями дельтовых каналов) преимущественно широтного направления с возможными ответвлениями.

3. Для предполагаемых структур характерны линейно вытянутые песчаные тела, ограниченные вмещающими породами с уменьшенными эффективными толщинами и низкой однородностью разреза.

4. Наличие линейных песчаных тел может быть причиной высокой анизотропии свойств пород по латерали с осями анизотропии повышенных ФЕС в направлении подводных потоков (в целом с востока на запад). Данный факт следует учитывать при анализе выработки запасов и эффективности системы ППД, при подготовке рекомендаций и планировании мероприятий по повышению нефтеотдачи.

5. Скорость наращивания разреза и захоронения обломочного материала была высока, что явилось причиной слабой переработки и сортировки обломочного материала.

6. Высокая карбонатность разреза и высокое содержание цемента являются причиной низких ФЕС и повышенных значений Кво песчаников. При учете особенностей геологического строения продуктивность этих пород может быть повышена методами ГРП и соляно-кислогаой обработки.

7. Глинистый материал представлен хлоритом и вторичным каолинитом, что позволяет сделать вывод о не критичности состава вод системы ППД с точки зрения возможного ухудшения коллекторских свойств в результате взаимодействия закачиваемой воды с глинистыми минералами.

Фациальный анализ

Определение формы и размеров песчаных тел необходимо при трехмерном геологическом моделировании. Эта задача может быть решена путем установления фациальной природы песчаных тел. Фациальный анализ позволяет не только определить форму и размеры песчаных тел, но и спрогнозировать направление изменения коллекторских свойств, положение зон выклинивания коллекторов и др.

При построении геологической модели так же необходимо установить фациальные взаимоотношения, то есть границы распространения каждой фации и области перехода фаций одного типа в другой. Установление фациальных взаимоотношений по данным каротажа является одним из практически применяемых методов (Буш Д.А., Денисов С.Б., Изотова Т.С., Муромцев B.C., Пирсон С.Д. и др.).

Распространение фаций и форма геологических тел в разных фациальных обстановках зависят от большого числа взаимосвязанных контролирующих факторов, таких, как: 1. процессы осадкообразования; 2. поступление осадочного материала; 3. климат; 4. тектоника; 5. изменение уровня моря; 6. биологическая активность; 7. химический состав вод; 8. вулканизм (Ботвинкина JI.H., Вассоевич Н.Б., Наливкин Д.В., Рединг Х.Г и др.).

Роль каждого из этих факторов в разных фациальных обстановках различна. Для переходной области, от континентальных к морским условиям осадконакопления, наиболее значимыми являются следующие факторы: интенсивность поступления обломочного материала, изменение уровня моря, процессы переработки обломочного материала, тип активности водной среды и конседиментационная тектоника.

В результате анализа литолого-палеогеографических карт юрского периода (под ред. Нестерова И.И, 1974г.), можно сделать следующие выводы: в верхнеюрское время происходила трансгрессия моря в направлении с севера на юг; источники сноса обломочного материала располагались преимущественно на юге от района исследования; осадконакопление пласта ЮВ,1 в районе исследования происходило в прибрежно-морской обстановке (дельтовый комплекс). Аналогичные выводы получены по результатам интерпретации гранулометрии керна.

Формирование дельт обусловлено сочетанием двух основных факторов -количеством выносимого реками обломочного материала и характером его

Тип 2

переработки в аквальной области. В седиментологии рассматривают три основных типа дельт формирующихся с преобладанием энергии рек, волн и приливов (Колеман Д., 1975 г. и др.) и имеющих разные формы.

При диагностике особенностей строения разреза дельтовых отложений важную роль играет форма седиментационных геологических тел, что непосредственно оказывает влияние на разработку месторождения, главным образом на анизотропию ФЕС в пространстве X, У, Ъ, коэффициент охвата.

На рис. 4 иллюстрируются в плане модели распределения песчаных тел дельт разного типа: дельты с преобладанием энергии рек (тип 1); дельты с преобладанием приливной энергии (тип 2); дельты с преобладанием энергии волн (тип 3,4, 5,6).

На рис. 5 представлена план-диаграмма кривых ПС или ГК в интервале пласта 10В]' совмещенная с картой эффективных толщин. Как видно из рис.5 каждая фациальная область связана со значениями эффективной толщины пласта ЮВ)', что предопределяет возможность использования карты эффективных толщин в качестве тренда при построении ЗД геологической модели. На рис.6 представлена карта, иллюстрирующая распределение фациальных обстановок в пределах месторождения.

Всего выделено пять фациальных

зон.

В табл. 1

АШ, .....

VS/

Тип 3

Ш&

^Mzsai-r

Рис. 4 - Типы дельт сформированных с преобладанием энергии рек (тип 1), приливов и отливов (тип 2), волн (тип 3,4, 5,6) (По Coleman J.M., Wright L.D., 1975).

представлены средневзвешенные параметры пласта ЮВ/ в выделенных фациальных зонах.

Табл. 1 - Средневзвешенные параметры пласта ЮВ11 в фациальных зонах

Фациальная Интервал Кп, Кпр, К песч., Расчлененность,

зона изменения Нэф, м % мД Д.ед. ед.

1 18-23 17.9 33.7 0.9 2

2 14-18 17.1 27.1 0.8 3

3 10-14 17.0 26.0 0.6 6

4 0-10 16.3 20.7 0.3 4

5 0-10 15.9 14.7 0.3 3

Рис. 5 - План-диаграмма кривых ПС и Рис. 6 - Карта фациальных зон пласта ГК в интервале пласта ЮВ,1 ЮВ,1.

! совмещенная с картой эффективных толщин.

Изучаемый тип дельты, скорее всего, сформирован в условиях, как речной ; деятельности и энергии волн (комбинация типа 1 и 3-5, рис. 4).

Из данных, представленных в табл. 1 параметров следует, что отложения дельтового канала имеют ФЕС выше, чем в фациальных зонах 2 и 3, что объясняется лучшей сортировкой и укладкой обломочного материала в дельтовом канале, в то время как фациальные зоны 2 и 3 сформированы с преобладанием энергии русловых потоков и волн и имеют худшую сортировку и более низкие ФЕС.

В связи с полифациальностью условий осадконакопления необходимо создавать «корректные» адекватные геолого-фильтрационные модели, отражающие неоднородность строения песчаных тел - резервуаров содержащих углеводородное \ сырье.

В результате выполненного анализа возможно обосновать четвертое защищаемое положение: методический подход к построению принципиальной геологической модели на основе разнородной, разномасштабной информации с максимальным учетом тектонических и седиментационных факторов, определяющих строение геологических тел переходной зоны седиментации.

В ГЛАВЕ 4 показана трансформация принципиальной модели в трехмерную геолого-гидродинамическую модель. Построение цифровой геологической модели выполнялось в программном комплексе Petrel 2008.

Представление специалиста-геолога о геологическом строении месторождения (принципиальная модель) необходимо формализовать в виде трехмерной цифровой геолого-фильтрационной модели резервуара. Переход от принципиальной геологической модели к ЗД цифровой, можно представить в следующей последовательности:

1. Построение структурного каркаса;

2. Создание трёхмерной геологической сетки и расчёт кубов параметров: куба индекса литологии, куба песчанистости, куба пористости, куба проницаемости и куба нефтенасыщенности;

3. Оценка достоверности геологической модели;

4. Создание трехмерной фильтрационной модели месторождения.

Прямым методом проверки достоверности модели является бурение скважин.

На данном этапе работы, достоверность геологической модели может быть

оценена по ряду качественных и количественных показателей, в числе которых, сопоставление параметров модели с результатами интерпретации ГИС в точках пересечения разреза скважинами («посадка на ГИС») и в межскважинном пространстве (численное соответствие в виде гистограмм ГСР). Данная методика рекомендована инструктивными документами ЦКР Роснедра. Дополнительным признаком является проверка соответствия принципиальной модели, проверяемой по соответствующим картам. Фактически такой способ проверки модели позволяет убедиться, что модель соответствует исходным данным и представлениям геолога о геологическом строении залежи. Эффективным критерием оценки достоверности геологической модели является воспроизведение истории разработки при адаптации.

Выполненная оценка качества показала хорошее соответствие модели исходным данным. По результатам адаптации расхождение основных параметров не превысило 5%.

В ходе проведения экспертизы основных этапов построения и адаптации геолого-фильтрационной модели пласта ЮВ]1 месторождения, получено приемлемое качество описания основных особенностей геологического строения залежи и текущей структуры остаточных запасов нефти, что в свою очередь, позволяет применять существующую геолого-фильтрационную модель как основу для мониторинга и проектирования разработки пласта ЮВ,1.

В ГЛАВЕ 5 рассмотрен анализ эффективности ГТМ в разнофациальных зонах и анализ причин опережающей обводненности продукции скважин, а так же предложены мероприятия по регулированию разработки и составления программы ГТМ с целью увеличения нефтеотдачи. Базовой информацией для принятия решений является созданная геологическая основа.

Анализ эффективности ГТМ в фациальных зонах

В процессе разработки месторождения проводились различные геолого-технические мероприятия, направленные на интенсификацию добычи нефти и повышения нефтеотдачи пласта.

Наибольшая удельная технологическая эффективность достигнута от применения ГРП.

ГРП на месторождении проведен в 107 скважинах (82% от общего фонда скважин). Всего выполнено 112 операций ГРП, в т.ч. 5 повторных ГРП, 10 ГРП при выводе из бездействия и 39 ГРП при вводе скважин из бурения.

На рис. 7 представлены зависимости начальных (пусковых) дебитов скважин по жидкости от эффективных толщин пласта ЮВ,'. Стрелками показано изменение дебитов после проведения ГРП. В части скважин месторождения ГРП был выполнен сразу после окончания бурения скважин (перед вводом в эксплуатацию) (рис. 8).

Я 120 -

"8 юо -

20 25 30

Эффективная толщина пласта, м

Рис. 7 - Сопоставление начальных дебитов скважин по жидкости с эффективными толщинами пласта ЮВ/.

Из анализа информации, представленной на рис. 7 и 8 следует, что наибольший эффект увеличения дебитов по жидкости получен в скважинах расположенных в фациальной зоне 2, которая представлена отложениями песчаных валов и баров (см. гл. 3). Дебиты скважин, расположенных в фациальной зоне 2 (рис. 7), до проведения ГРП составляли в среднем 20 т/сут, а после проведения ГРП в процессе эксплуатации составили в среднем 82 т/сут.

В фациальной зоне 3 (см. гл. 3), после проведения ГРП в скважинах отмечается эффект увеличения дебитов по жидкости. Так, без проведения ГРП, дебит скважин по жидкости не превышал 30 т/сут (рис. 7), а в скважинах с ГРП дебит по жидкости колеблется в диапазоне от 33 до 86.6 т/сут, при среднем значении - 65 т/сут (рис. 8).

Эффект ГРП в фациальной зоне 1 (см. гл. 3), представленной мощными однородными песчаниками дельтового канала, не велик. В скважинах без ГРП пусковые дебиты по жидкости колебались на отметке 110-127 т/сут, а в скважинах после ГРП - 113-138.5 т/сут, при аналогичных величинах эффективных толщин.

140

120

100

.нажины у^А334 с 1 Фа I 14611 II кважйцы циальноК зоны 1\

Ф шкальной | 331 | 1 у щ ) '357 У

N278 ^ V2/ ^Ч. 332 219 А \ 4 * *«;Л>к329 ж321

Скваж V 212 ины П Лоз М % А А ► АЯ5 Аззз

фаниа зоны 5 льной \| 2", В0 \ фа нважины лиальной

V 265 , А/ зоны 3 _

-у >г

15 20 25 30

Эффективная толщина пласта, м

Рис. 8 - Сопоставление дебитов скважин по жидкости с эффективными толщинами пласта ЮВ,1 (ГРП проведен после окончания бурения).

Эффект от проведения ГРП в скважинах расположенных в фациальных зонах 4 и 5 (см. гл. 3), незначителен. Объяснением полученного эффекта ГРП в фациальных зонах 2 и 3 относительно эффекта в зоне 1, может быть следующее: песчаные отложения дельтового канала имеют «массивное» строение, то есть высокую

связность коллекторов по вертикали и латерали, кроме того, направленный режим осадконакопления (с юга на север) определил лучшую сортировку и укладку обломочного материала, в то время как отложения фациальных зон 2 и 3 формировались в среде с преобладающей энергией волн, что отразилось на сортировке и неравномерной укладке зерен, и неоднородности коллекторов по латерали.

В процессе разработки месторождения пробурено 9 горизонтальных скважин (ГС).

Одна ГС пробурена на севере в фациальной зоне 2 (скв.№271); три ГС на востоке в фациальных зонах 2 и 3 (скв.№№274, 524, 520); пять ГС на юге в фациальной зоне 1 (скв.№№343, 341,356,355, 347).

Анализ результатов бурения и эксплуатации ГС показал, что в нескольких скважинах выбрана неудачная траектория проводки ствола (близко к ВНК, вскрытие не всех продуктивных прослоев, проходка по неколлекторам), в результате чего скважины обводняются или дренируют не все продуктивные прослои. Таким образом, можно констатировать, что пока статистика по горизонтальным скважинам не является представительной.

Причины обводненности скважин и рекомендации по ре1улированию разработки и повышению нефтеотдачи

Возможные причины раннего обводнения продукции добывающих скважин общеизвестны:

1. Заколонные и внутриколонные перетоки по негерметичному затрубному пространству и эксплуатационной колонне;

2. Опережающие прорывы нагнетаемых вод по высокопроницаемым прослоям;

3. Последствия ГРП, как результат:

- приобщения близко расположенных обводненных слоев фронта заводнения (латеральное приобщение);

- приобщение вмещающих водоносных прослоев в результате порыва глинистой перемычки (вертикальное приобщение);

- приобщение вмещающих водоносных прослоев в результате разрыва цементного камня при некачественном креплении скважины (заколонная циркуляция);

4. Опережающее подтягивание законтурной воды по высокопроницаемым прослоям;

5. Совокупность указанных причин.

Признак высокой обводненности продукции является необходимым, но не достаточным для отнесения скважины к обводненной по причине выработки

запасов. Дополнительным признаком является количество отобранных запасов, т.е. текущий КИН конкретной скважины.

С целью классификации скважин по условию критичности обводнения производился расчет потенциальных начальных геологических и извлекаемых запасов нефти каждой скважины. При этом оценивалась выработка запасов прослоев и скважины в целом.

Полученные значения текущих КИН по скважинам и коэффициенты обводненности скважин (Кобв) вынесены на график зависимости Кобв=Г(КИН) (рис. 9). На графике нетрудно выделить область преждевременно обводненных скважин, которые требуют проведения дальнейшего анализа для определения причин обводненности и подбора ГТМ.

Кроме графиков для решения задачи готовятся геологические данные: карты значений кЬ, карты векторов обводненности и градиентов давления, графики добычи и закачки, карты начальных извлекаемых запасов, карты остаточных подвижных запасов, профили корреляции ГИС с вынесением на них кривыми количества остаточных запасов по пропласткам и проницаемостью прослоев, карты обводненности по годам разработки, сечения кубов насыщенности, проницаемости, давления из ЗД модели и др.

Анализ разработки и геолого-гидродинамическая модель залежи

Созданная геологическая основа для анализа разработки позволяет обосновать причины несоответствия фактических показателей разработки - проектным. Фильтрационная модель, построенная на базе детальной геологической модели, позволяет просчитать возможные варианты проведения геолого-технических

мероприятий направленных на снижение обводенности, отбор остаточных запасов, повышение нефтеотдачи пласта и систематизировать эффекты в разных фациальных зонах.

На основе материалов изложенных в главе 4 и 5 можно обосновать пятое защищаемое положение: разработана схема трансформации принципиальной геологической модели в трехмерную геологическую геолого-фильтрационную модель и подготовки геологической основы для анализа разработки, оценки

- * * - * ♦?*«««%*«

9СГ:рбЯЗсТу* Г ¿1робламных? .. скважйн / *

гк ♦

* ■ - - ;

/♦♦ г

<ИН=0.370 Эбв=98%

§60 1

в / !»■■■*.....;/♦

|зо •■■♦*/ ,

ю-*--^

0/---

20 40

Текущий КИН, %

Рис. 9 - Связь текущего КИН скважин с обводненностью.

причин опережающей обводненности, обоснования ГТМ в зависимости от геологического строения участков месторождения.

В ЗАКЛЮЧЕНИИ сделаны основные выводы по результатам выполненных научных исследований.

1. Выявлены особенности геологического строения западного склона Александровского мегавала и приуроченных к этой области нефтяных месторождений. Изучаемые верхнеюрские отложения формировались в прибрежно-морской обстановке осадконакопления. Современный структурный план формировался в неоген-четвертичное время.

2. В результате корреляции разрезов скважин в комплексе с технологиями палеотектонического анализа оконтурены области с различающимися условиями седиментации и лито-физическими свойствами разреза.

3. Установлено, что геологическими причинами наклонных флюидальных контактов на месторождениях западного склона Алесандровского мегавала являются неотектонические движения.

4. Использован методический подход для построения принципиальной геологической модели на основе разнородной, разномасштабной информации с максимальным учетом тектонических и седиментационных факторов, определяющих строение геологических тел переходной зоны седиментации.

5. Предложена схема трансформации принципиальной геологической модели в трехмерную геолого-гидродинамическую модель. Подготовлена геологическая основа для анализа разработки, оценки причин опережающей обводненности. Обоснована эффективность применения ГТМ в зависимости от геологического строения участков залежи.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:

1. Денисов С.Б. Влияние термобарических условий на оценку запасов в терригенных и карбонатных отложениях / Денисов С.Б., Евдокимов И.В., Ставинский П.В. // НТВ «Каротажник». - 2009. - № 5 (182). - С. 3-14.

2. Денисов С.Б. Генетическая интерпретация данных гранулометрии верхнеюрских отложений Аригольского месторождения / Денисов С.Б., Евдокимов И.В., Васильев В.И. // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 10. - С. 41-45.

3. Денисов С.Б. Особенности тектонического строения западной части Александровского свода (Аригольская зона) / Денисов С.Б., Евдокимов И.В. // Бурение и нефть. - 2010. - № 2. - С. 28-31.

4. Денисов С.Б. О погрешности оценки запасов / Денисов С.Б., Евдокимов И.В., Бадьянов В. А. // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 9. - С. 48-50.

5. Шульев Ю.В. Совершенствование разработки низкопроницаемых коллекторов сложнопостроенных объектов на примере Тайлаковского месторождения / Шульев Ю.В., Рязанов А.П., Денисов С.Б., Евдокимов И.В., Сутормин С.Е. // Нефтяное хозяйство. - 2011. -№ 4. - С. 108-112.

6. Пат. 2432459 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/26. Способ разработки нефтяных залежей / Денисов С.Б., Жданов С.А., Евдокимов И.В., Тимченко Е.Р., Токарева Д.С. - № 2010142689/03; заявл. 20.10.2010; опубл. 27.10.2011.

Соискатель

Евдокимов И.В.

Отпечатано в ОАО «ВНИИнефть», 127422, Москва, Дмитровский проезд, 10 Формат 60x84/16, усл.печ.л. 1,50, тираж 100 экз., заказ № 13

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Евдокимов, Иван Владиславович, Москва

ел 12-4/102

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ имени академика А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть»)

ЕВДОКИМОВ ИВАН ВЛАДИСЛАВОВИЧ

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Диссертационная работа на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

На правах рукописи УДК 622.276.1/.4:55

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Денисов Сергей Борисович

МОСКВА-2012

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

Обозначения и сокращения...................................................................03

Введение.............................................................................................04

Глава 1. Геолого-геофизическая характеристика строения и нефтеносность верхнеюрских отложений Западной Сибири (Широтное Приобье)................09

1.1. Стратиграфия и фациальное районирование............................................09

1.2. Тектоника.......................................................................................14

1.3. Нефтеносность верхнеюрских отложений.............................................29

Глава 2. Оценка связи особенностей выработки запасов с геологическим

строением продуктивных объектов.........................................................33

Глава 3. Комплексирование разномасштабных геолого-геофизических данных для решения задач построения принципиальных геологических моделей месторождений....................................................................................39

3.1. Принципы комплексирования разномасштабной геолого-геофизической информации.........................................................................................39

3.2. Корреляция разрезов скважин..............................................................40

3.3. Обоснование наклонного ВНК.............................................................44

3.4. Обоснование простирания трещинных систем..........................................49

3.5. Идентификация областей и условий осадконакопления.......................................54

3.6. Принципиальная модель залежи верхнеюрских отложений.........................79

Глава 4. Трансформация принципиальной модели в трехмерную геолого-фильтрационную модель.......................................................................80

4.1. Построение структурного каркаса........................................................80

4.2. Создание трёхмерной геологической сетки и расчёт кубов параметров.........82

4.3. Оценка достоверности геологической модели..........................................91

4.4. Создание трехмерной фильтрационной модели месторождения..................94

Глава 5. Регулирование и оптимизация разработки месторождения..............97

5.1. Создание геологической основы...........................................................97

5.2. Анализ эффективности ГТМ в фациальных зонах...................................107

5.3. Причины обводненности скважин и рекомендации по регулированию

разработки и повышению нефтеотдачи....................................................116

Заключение........................................................................................123

Список использованной литературы.......................................................124

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ ПС - каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации ИК - индукционный каротаж РК - радиоактивный каротаж БК - боковой каротаж ГК - гамма-каротаж НГК — нейтронный гамма каротаж НКТ - нейтронный каротаж по тепловым нейтронам Н - глубина залегания пласта Ь - толщина пласта ЬЭф - эффективная толщина пласта кЬ - гидропроводность УВ - углеводороды

ГИС - геофизические исследования скважин

МОГТ - метод общей глубинной точки

ВНК - водонефтяной контакт

ВНФ - водонефтяной фактор

ГРП - гидравлический разрыв пласта

ГС - скважина с горизонтальным окончанием

БВС - боковой второй ствол скважины

ГТМ - геолого-технологические мероприятия

ПНП - повышение нефтеотдачи пластов

НГЗ - начальные геологические запасы

НИЗ - начальные извлекаемые запасы

КИН - коэффициент извлечения нефти

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства

КВД - кривая восстановления давления

МУН - методы увеличения нефтеотдачи пласта

Кп - коэффициент пористости

Кн - коэффициент нефтенасыгценности

Кпр - коэффициент проницаемости

К песч - коэффициент песчанистости

Введение

Актуальность работы. Верхнеюрские отложения являются одним из главных продуктивных подкомплексов Западной Сибири, в которых выявлены 557 залежей и сконцентрировано более 6 млрд. тонн геологических запасов нефти [1]. В настоящее время большинство крупных залежей верхнеюрских пластов (группы ЮВ1 и ЮС О Широтного Приобья находятся на стадии активного разбуривания и разработки, а некоторые вступили в завершающую стадию разработки.

Успешное применение современных технологий разработки, их совершенствование, априорная оценка условий применимости технологий повышения нефтеотдачи и снижения обводненности требуют оперативного контроля за выработкой запасов и регулирования разработки. Качественное решение задачи комплексного управления разработкой возможно лишь с помощью трехмерных цифровых моделей, адекватно отражающих геологическое строение среды, определяющей направления фильтрационных потоков.

Такие модели можно построить на основе глубокого анализа истории развития района месторождения и геологического строения месторождения как составной части района (Денисов С.Б., Изотова Т.С., Золоева Г.М., Билибин С.И. и др.). Результаты такого анализа получили название принципиальных геологических моделей, учитывающих литолого-фациальные особенности формирования продуктивной части разреза и вмещающих отложений. Предлагаемый разработчиками программных продуктов для построения моделей ЗД вариант выделения «фаций» фактически означает классификацию коллекторов по группам с разными фильтрационно-емкостными и геолого-физическими характеристиками. Принципиальные модели позволяют более обоснованно прогнозировать особенности свойств коллекторов в межскважинном пространстве базируясь на законах седиментологии.

В полной мере, изложенное выше, относится к сложнопостроенным объектам верхней юры, отложения которой представлены полным набором фаций от континентальных в краевых частях Западно-Сибирской низменности до отложений дальнего моря в ее центральных частях. В ряде случаев встречаются останцы-острова, перекрытые отложениями абалакской и баженовской свит с характерными для них парагенетическими рядами отложений (Каменное поднятие, Тайлаковское месторождение и др.).

времени, система разработки уже сформирована и в случае ошибок в стратегии разработки обводненность продукции достигает очень высоких значений, формируются области невыработанных запасов. В этой связи актуальными являются методы оценки причин обводненности скважин, выделение зон концентрации подвижных остаточных запасов.

Эти задачи решаются на трехмерных геолого-гидродинамических моделях в процессе оперативного контроля за выработкой запасов и регулирования разработки.

При обзоре и анализе материалов по стратиграфии и фациальному районированию верхней юры Западной Сибири становится ясно, что и по сей день остается множество противоречий по отнесению той или иной осадочной толщи к той или стратиграфической единице. Также неоднозначны мнения по проведению четких границ отделяющих зоны континентальных, прибрежно-морских и морских отложений осадочных пород. Поэтому для идентификации коллекторов с различными ФЕС и их оконтуривания необходимо привлечение значительного количества разнородных данных приведенных к единому масштабу - масштабу объекта разработки.

Цель работы. Совершенствование методов построения адекватных геологических моделей на основе разнородной разномасштабной геолого-геофизической и промысловой информации и их трансформации в трехмерные геолого-гидродинамические модели, позволяющие решать задачи контроля и регулирования разработки.

Основные задачи исследования:

2. Оценка связи особенностей выработки запасов с геологическим строением продуктивных объектов.

4. Обоснование принципов корреляции разрезов скважин.

7. Выработка рекомендаций по оптимизации разработки продуктивных пластов верхней юры (K)i) на основе полученной геологической информации.

Научная новизна:

1. Сформулированы основные особенности формирования продуктивных отложений верхней юры западного склона Александровского мегавала, определившие закономерности распределения типов коллекторов.

2. Выявлены связи распределения типов фациальных зон с особенностями разработки нефтяных месторождений.

Для выполнения работы привлечены материалы по литературному обзору по району и объекту исследования, данные сейсморазведки МОГТ-ЗД (более 250 км2), геолого-геофизические и промысловые данные более чем по 200 скважинам, материалы по описанию и лабораторному исследованию керна из 12 скважин, данные разработки и ГТМ более чем за 10 лет.

Практическая ценность работы: Методические подходы, используемые при построении принципиальных моделей на основе комплексной интерпретации разномасштабных геолого-промысловых данных, использовались при выполнении проектных работ Научным центром мониторинга и проектирования разработки нефтяных месторождений ОАО «ВНИИнефть».

Результаты этих работ прошли независимую экспертизу и защиту в ГКЗ Роснедра и ЦКР Роснедр по УВС.

Основные защищаемые положения:

1. Отложения пласта ЮВ11 накапливались в переходной зоне в условиях слабых разнонаправленных конседиментационных тектонических процессов. Выделены периоды инверсионных тектонических процессов в меловое время. Современный структурный план формировался в неоген-четвертичное время.

5. Схема трансформации принципиальной геологической модели в трехмерную геологическую геолого-гидродинамическую модель и подготовка геологической основы для анализа разработки, оценки причин опережающей обводненности, обоснования ГТМ в зависимости от геологического строения участков месторождения.

Апробация работы. Результаты работы представлены на:

3. Конференция SPE (The Society of Petroleum Engineers). Synergy of Static and Dynamic Modeling. Москва, 23-25 марта 2010 года;

4. Международная юбилейная конференция. Промысловая геофизика в 21-м веке. Геоинформационное обеспечение технологий увеличения ресурсной базы углеводородного сырья. Москва, 10-11 ноября 2011 года (тезисы доклада);

5. Построенные при участии автора модели и предлагаемые автором приемы использованы при подсчете запасов и составлении проектных технологических документов на разработку нескольких нефтяных месторождений прошедших независимую экспертизу и успешно защищенных в ГКЗ Роснедра и ЦКР Роснедр по У ВС.

Личный вклад автора. В работе использованы материалы работ по подсчетам запасов, ТЭО КИН, подготовки проектных документов разработки месторождений, выполненных при непосредственном участии диссертанта и под его руководством в лаборатории информационного и геологического обеспечения разработки (научный центр мониторинга и проектирования разработки ОАО «ВНИИнефть»),

Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 работ, в том числе, 5 статей в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ. Получен патент на изобретение №2432459 «Способ разработки нефтяных залежей».

Благодарности. Автор глубоко признателен и благодарен своему научному руководителю Денисову Сергею Борисовичу за помощь при постановке задачи исследования, непрерывное научное сопровождение и консультации при выполнении диссертационной работы. Так же автор благодарен сотрудникам научного центра мониторинга и проектирования разработки ОАО «ВНИИнефть» за помощь при подготовке и оформлении результатов исследования.

Автор благодарит сотрудников АО "НГК "Славнефть" и ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", за предоставленную информацию.

Глава 1. Геолого-геофизическая характеристика строения и нефтеносность верхнеюрских отложений Западной Сибири

(Широтное Приобье)

Район исследования расположен в западной, северо-западной части Александровского мегавала, в ~120 км к востоку от г. Нижневартовск.

Геологический разрез района исследования представлен терригенными отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, несогласно залегающими на размытой поверхности доюрского складчатого фундамента.

Исследования диссертационной работы охватывают отложения верхней юры западной части Александровского мегавала Широтного Приобья, являющиеся одним из основных нефтесодержащих объектов.

Вопросы стратиграфии и палеогеографии верхнеюрского периода рассматривались в работах В.Б. Белозерова, B.C., Бочкарева, Л.Г. Вакуленко, Е.А. Гайдебуровой, Ф.Г. Гурари, Т.И. Гурова, Е.Е. Даненберга, В.П. Девятова, В.П. Казаринова, Ю.Н. Карогодина, А.Э. Конторовича, В.А. Конторовича, М.В. Корж, И.И. Нестерова, Б.Л. Никитенко, H.H. Ростовцева, B.C. Старосельцева, B.C. Суркова, В.Я. Шерихора, Б.Н. Шурыгина, П.А. Яна, Г.С. Ясовича и многих других.

1.1. Стратиграфия и фациальиое районирование

Васюганский горизонт (в качестве стратотипа принята васюганская свита выделенная по скв. Нововасюганской-1Р в интервале глубин 2702-2772 м (скважина расположена на западе Томской области)) Западной Сибири. Васюганский горизонт включает васюганскую, наунакскую, даниловскую, абалакскую, точинскую и сиговскую свиты или их части. С отложениями васюганского горизонта связаны песчаные пласты группы Ю1 [2].

По литологическому составу слагающих пород васюганская свита разделена на нижнюю и верхнюю подсвиты.

Нижневасюганская подсвита представлена преимущественно аргиллитами с немногочисленными прослоями песчаников и алевролитов. Толщина подсвиты, как правило составляет 30-40 м, в наиболее погруженных участках палеорельефа достигая отметок 55-60 м.

Верхневасюганская подсвита представлена толщей переслаивающихся песчаников, аргиллитов и алевролитов с прослоями углей и углистых аргиллитов. Полный разрез верхневасюганс�

Информация о работе

Евдокимов, Иван Владиславович
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2012
ВАК 25.00.12

Диссертация

Создание геолого-фильтрационных моделей сложнопостроенных месторождений на основе фациального анализа - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы