Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Влияние особенностей геологического строения на полиоту вытеснения нефти из карбонатных отложений Турнейского яруса знаменского нефтяного месторождения

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

Автореферат диссертации по теме "Влияние особенностей геологического строения на полиоту вытеснения нефти из карбонатных отложений Турнейского яруса знаменского нефтяного месторождения"

На рук^дси

1 г с:н 13ьз

мансур абдулла нассер

влияние особенностей геологического строения на полноту вытеснения нефти из карбонатных отложении турненского яруса знаменского нефтяного месторождения

Специальность (>4.00.17 "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-мннералогических наук

Уфа 2000

Работа выполнена в Башкирском научно-исследовательском и проектном

институте нефти "Башнипинефть"

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ: доктор геолого-минералогических наук, заслуженный деятель науки и техники РБ,

старший научный сотрудник Лозин Е. В.

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ: доктор геолого-минератогических наук, профессор

кандидат технических наук, старший научный сотрудник

Хайрединов Н. Ш.

Козлов Ю. А.

Ведущая организация: НГДУ Аксаковнефть

АНК Башнефть

Зашита диссертации состоится 20.04.2000г. в 14 часов на заседании диссертационного Совета Д. 104. 01. 0! при Башкирском научно-исследовательском и проектном институте нефти по адресу: 450077, г. Уфа, ул. Ленина, 86.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке Башнипинефть.

Автореферат разослан « 17 » марта 2000г.

/ Ученый секретарь

диссертационного Совета ^ Масаг\тов Р. X.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В последнее время стало очевидным, что поддержание добычи нефти в республике Башкортостан на достигнутом уровне невозможно без углубленного изучения пород-коллекторов н освоения коллекторе?, сложного строения, так как. большинство месторождений нефти, приуроченных к терригенным коллекторам, находится на завершающей стадии разработки. Залежи нефти в карбонатных коллекторах вполне справедливо относят к категории сложно построенных в связи с высокой макро - и микронеоднородностыо их строения.

Возрастающая доля запасов нефти, сосредоточенных в карбонатных коллекторах, в общем балансе остаточных запасов разрабатываемых месторождений и приуроченность более 60 % прогнозных ресурсов нефти к карбонатам обусловливают актуальность изучения специфических особенностей сложно построенных карбонатных залежей, которые отражаются в конечном счете и на степени выработанности запасов нефти из них. Для успешного решения этой проблемы необходимо проводить целенаправленные исследования, связанные с определением геолого-физичсских особенностей залежей нефти, сложенных карбонатными породами. Кроме того, в ряде случаев разработка карбонатных коллекторов представляет научный интерес своей высокой результативностью. Опыт разработки таких залежей весьма полезен и для терригенных коллекторов, т. е. получается взаимообогащенне научными идеями и принципами науки о разработке нефтяных месторождений в целом. Одним из месторождений, разработка которых ведется с достижением более высоких технолого-экономических показателей, чем проектировалось ранее, является Знаменское нефтяное месторождение. На этом месторождении 73.8 % НИЗ приурочено к карбонатам кизеловского горизонта турнейского яруса. На Знаменском нефтяном месторождении

нашли применение ряд технологий • заводнения - термическое, циклическое и другие, а также совершенствовалось собственно - заводнение.

Цель данной работы заключается в исследовании влияния особенностей геологического строения на полноту вытеснения нефти из карбонатных отложений турнейского яруса Знаменского нефтяного месторождения.

Значимость исследований усиливается тем. что в процессе их выполнения соискателем накоплен определенный объем- знании по решению сложных задач нефтяной геологии, который окажется весьма полезным в его дальнейшей научно-практической деятельности по возвращению к себе на Родину - в Йемен. Основные задачи исследований

!. Уточнение отличительных особенностей залегания, распространения, генезиса и преобразования карбонатов турне на палеошельфе центральной части Южно-Татарского свода.

2. Исследование строения пустотного пространства известняков кизсловского горпзбнта турнейского яруса Знаменского нефтяного месторождения.

3. Изучение геологической неоднородности продуктивной толщи.

4. Создание гсолого-фтпческоп модели карбонатного коллектора пласта Ткз 1.

5. Обоснование механизма вытеснения нефти водой на основе созданных моделей порового и трещшшо-каверног.о-порового коллекторов.

Методы исследования. Поставленные в диссертационной работе задачи решались с помощью комплекса методов, включающего: геслог.гтесксе изучение карбонатов, статистические методы (в т. ч. кластерный анализ), метод ртутной иорометрии (вдавливания ртути в образец керна под большим давлением), • ультразвуковой метод: микроскопическое

исследование шлифов, метод сопоставления карт нзопахит и физическое

моделирование механизма вытеснения нефти водой.

Научная новизна

1. Впервые в разрезе карбонатных отложений кизеловского горизонта Знаменского нефтяного месторождения выделены два типа коллектора, отличающиеся по ФЕС.

2. Установлена закономерность распределения поровых каналов по размерам для выделенных типов коллектора.

3. Построена объемная двухслойная фильтрационная модель пласта Ткз1 и определено влияние темпа заводнения карбонатов на коэффициент извлечения нефти.

4. Выявлены зоны распространения треишнных коллекторов и оценены параметры их грещиноватости.

5. Построены детальные компьютерные структурные карты и карты пористости, проницаемости и расчлененности пласта Ткз1, позволяющие управлять процессом выработки запасов нефти.

6. Установлено, что оптимальные скорости вытеснения нефти водой из карбонатов пласта Ткз1 равны 190-230 м/год.

7. Создана модель трешинпо-каверново-порового коллектора. Она в достаточной степени объясняет наиболее вероятный механизм вытеснения нефти водой из карбонатов пласта Ткз1 и вполне отвечает всем имеющимся представлениям, полученным в результате проведенных исследований.

Основные защищаемые положения

1. Выделение в разрезе карбонатного пласта Ткз1 Знаменского нефтяного месторождения коллекторов различного типа н определение их пространственного размещения.

2. Новые геолого-геофизнческие данные о строении пустотного пространства карбонатного коллектора турнейского яруса,

полученные при экспериментальных исследованиях и исследованиях, методами математической статистики.

■ 3. Геолого-физическая модель карбонатного трешинно-кавериово-порового коллектора, описывающая основные гидродинамические особенности вытеснения нефти термальной пластовой водой, добываемой из тсрригенной толщи девона. Практическая значимость работы. Выполненный комплекс теоретических и экспериментальных исследований позволил установить специфические особенности строения пустотного пространства карбонатных коллекторов турне Знаменского типа. Учет этих особенностей обеспечивает рациональную разработку и полноту выработки запасов нефтн из I¡ласта Ткз1. Рекомендовано для оптимизации разработки указанного пласта использовать комплекс лабораторных, экспериментальных методов и методов математической статистики. примененный в диссертации. Апробация работы. Исследования по теме диссертации связаны с научно-исследовательскими работами, проводимыми в лаборатории "Исследования и обоснования нефтеотдачи пластов" Башнишшефть.

Основные положения работы докладывались и обсуждались на 48 -50-х научно-технических конференциях, проводимых в Уфимском государственном нефтяном техническом университете, зональных совещаниях и конференциях "ВНИИнефтепромгеофнзика". Башннгшнефть и др.

Публикация работы. По теме диссертации опубликовано 5 работ. Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, изложена на 128 страницах машинописного текста, в том числе имеет 48 рисунков, 21 таблицу. Библиографический список использованной лотературы включает 79 наименований.

, Работа выполнена в Башншшнефть иод научным руководством доктора геолого-минералогических наук, с. н. е., заслуженного деятеля науки и техники РБ Лозина Е. В.. которому автор приносит глубокую

благодарность. Искреннюю признательность за постоянную помощь, консультации и поддержку • автор выражает доктору геолого-минералогических наук, профессору, заведующему кафедрой геологии и разведки нефтяных и газовых месторожденш"! Сидневу А. В.. а также канд. техн. наук Пантелееву В. Г., Коробову К. Я.. Шутихину В. И., Козлову Ю. А. и Тюрнхину А. М. Выполнению работы способствовало творческое сотрудничество с сотрудниками "НИИ Нефтеотадча" АН РБ и "ВНИИнефтепромгеофнзика" канд. техн. наук Блиновым С. А., Шишловой Л. М. и Чунровым Н. М. Автор благодарен также канд. геол-мин. наук Тайцу М И., Ивановой Р. С. и к. т. н. Зайнутдннову Р. С. (Башнипинефть), принявшим активное участие в обсуждении данной работы и высказавшим ряд ценных замечаний и советов в процессе ее подготовки.

' СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обосновываются актуальность проблемы и цель работы, методы исследований, основные защищаемые положения, практическая ценность полученных результатов и сведения об апробации диссертации. В первой главе «Характеристика геологического строения Знаменского нефтяного месторождения» рассмотрены основные черты геологического строения Знаменского нефтяного месторождения, дана литолого-стратнграфичсская характеристика разреза и приведены сведения о нефтеносности карбонатов турне. Тектоническое строение турнейской осадочной толщи, детали современного структурного плана и патеоструктурное развитие среднефранско-турнеиского подэтажа в пределах Башкортостана и смежных областей освещались в работах Мирчинка М. Ф„ Мкртчяна О. М. (1962, 1964, 1977, 1980 гг.), Мирчинка М. Ф., Хачатряна Р. О., Мкртчяна О. М. (1962, 1965, 1974 гг.), Ованесова Г. П. (1962, 1972 гг.), Юнусопа М. А. (1965, 1966, 1973 гг.), Хатьянова Ф. И. (1967, 1969 гг.), Максимова С. П. и др. (1970 г.), Федорова С. Ф. и др. (1974 г.), Егоровой Н. П. и др. (1975 г.), Масагутова Р. X., Тгорнхина А. М., (1978г.), Хачатряна Р. О. (1979 г.),

Попова А. М (] 984, 1987, 1988 гг.), Лозина Е. В. (1994 г.). В работах этих же исследователей представлены и результаты изучения всех остальных особенностей геологического строения палеозойского осадочного чехла, в том числе и карбонатной толщи ту рне-верхнего девона Южно-Татарского свода и локальной Шкаповско-Знаменской области.

" Знамснское нефтяное месторождение расположено на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода, выделяемого по палеозойским отложениям. Оно генетически связано с зоной Татарского налеошельфа и приурочено к группе брахиантиклинальных структур, расположенных параллельно северо-западному-юго-восточному простиранию

Шкаповского поднятия. Диссертантом построены три структурные карты. По девонским отложениям структурный план представляет собой постепенное субмеридиопалыюе погружение, местами осложненное широтно развитыми террасовидными образованиями. Северное террасовидное образование связано с Суворовским, центральное - с Хорошевским и южное - со Шкаповским поднятиями. Указанные террасовидные осложнения усилились затем в каменноугольном структурном подэтаже. По кровле турнейского яруса наблюдается плавное и неравномерное погружение отложений с севера на юг. па фоне которого прослеживаются залпвообразные расширения нзогипс. структурные террасы н носы. По нижнепермским отложениям тектоника Знаменского месторождения менее рельеф на. но отражает основные структурные черты нижнекаменноугольных отложений. Формирование карбонатов турне происходило в два основных литолого-генетических этапа:

- седиментационно-диагенетический - с одной стороны унаследовал черты верхнефамекского периода, с другой - приобрел ряд новых отличительных признаков, которые оказали влияние на ход формирования и строения коллектора;

- эпигенетический - на формирование коллектора действовали два главных фактора: выщелачивание и перекристаллизация.

Зоны развития коллекторов представлены единым обширным полем нефтеносного пласта Ткз! и рядом изолированных залежей литологического и структурно-лптологического типов.

Контуры нефтеносности на преобладающей части территории месторождения определяются замещением коллекторов пласта Ткз1 непроницаемыми разностями известняков. ВПК зафиксирован только в отдельных скважинах. Зоны коллектора распределены зонально-линзовидно. ' '

Во второй главе «Исследование . пустотного пространства карбонатных коллекторов. Выделение карбонатного коллектора различного типа» приведены результаты исследований скважин промыслово-гесфшгческимн методами и большого количества кернового материала карбонатного разреза пласта Ткз 1 кизеловского горизонта.

При детальном изучении геофизических данных, в частности данных НТК и БК, установлено, что нижняя часть продуктивного пласта Ткз1 представлена относительно плотными коллекторам» по сравнению с верхней частью. Автором показано, что данное отличие обеих частей разреза отразилось и на емкостно-фильтрашюнпых свойствах их коллекторов. Почти во всех скважинах нижняя и верхняя части пласта Ткз! сложены коллекторами пористостью менее 12 и более 12 % соответственно.

Вызывает интерес познание особенностей структуры порового пространства этих пород в связи с различием в их фильтраиионно-емкостных способностях. Еще п 1967 г. Малышевым В.В. было отмечено наличие различных структурно-генетических признаков порового пространства. Однако из-за отсутствия необходимого промысло-геофгаического и кернового материалов дальнейшее изучение этого вопроса не проводилось. С целью указанного изучения диссертантом выполнен анализ достаточно большого количества лабораторных определений коллекторских свойств из разных частей пласта Ткз1. При

этом применялись статистические методы, микроскопическое исследование, ультразвуковой метод, метод ртутной торометрии.

При статистической обработке значений пористости по 782 нефтена^ышенным образцам пласта Ткз1 получены следующие результаты. Среднее значение пористости по всем образцам составляет 10,96 %. По геофизическим определениям в 408 скважинах пористость определена равной 11,4 %. Наряду с образцами пористостью до 8 % (3.2 % образцов) присутствуют довольно пористые разности: 58 % образцов имеют пористость от 8 до 12 % и 38.8 - пористость свыше 12-18 %.

В настоящее время в геологии широко и с успехом применяются методы группирования или классификации объектов по комплексу признаков. В нашем случае был применен кластерный анализ. Данный метод позволяет разграничивать исходные совокупности объектов исследования на заранее заданное или не заданное число групп. Наиболее распространенной формой графического изображения результатов группирования данным методом является дендрограмма. которая представляет собой одномерный граф. В результате анализа данная совокупность (п = 782) была разбита на две группы с граничным значением пористости Кп = 12 %. Мы полагаем, что эти группы представляют нижнюю и верхнюю части пласта Ткз!. Для удобства дальнейшего изложения материала нами группе с пористостью менее 12 % дан индекс "а", а второй группе с пористостью более 12 % - индекс "б".

Остаточная водонасышенность определена косвенным методом Коробовым К. Я. и Шутихиным В. И. для 85 образцов и колеблется в широких пределах. Породы группы "а", пористость которых меняется от 6 до 12 %, характеризуются большим диапазоном изменения величины остаточной воды (Ков = 27-80 % и более). Породы группы "б" с пористостью больше 12 % содержат остаточную воду меньше 58 %.

Дальнейшее исследование структуры порового пространства методом шлифов и другими ранее указанными методами проводилось

автором по выборке из исходной генеральной совокупности, охватывающей весь диапазон изменения характеризующих их признаков. При участии диссертанта в институте геологии УНЦ РАН и Башнипинефть были изготовлены и исследованы 51 шлиф. В связи с возможным появлением искусственных трещин в процессе изготовления шлифов, что очевидно снижает достоверность полученных результатов исследования, мы принимали их на качественном уровне. Шлифы представлены известняками органогенными и биоморфно-полщетрнтовыми. Породы на 95-98 % сложены катьшггом. содержащим в качестве примеси 1 - 2 %. реже 3 - 4 % и в единичном случае 7 - 8 % глинистый материал, менее I % кремнистый материал и в единичных случаях - сульфаты. Пирит присутствует в породах в качестве единичных вкраплений мелких кристаллов и не превышает 1 %. Пустотное пространство представлено порами, в большинстве случаев мелкими, редко кавернами размером 1-1,5 мм и тонкими микротрещинами. Морфология описанных пустот свпдетельствуег о том, что они возникли в процессе выщелачивания.

Ультразвуковым методом исследовались те же образцы, из которых были изготовлены шлифы. Исследования проводились диссертантом во ВНИИнефтепромгеофпзпке. Итогом исследования служит график-зависимости интервального времени от пористости (рис. I). По зависимости интервального времени пробега ультразвуковых волн от пористости четко выделяются две области, характеризующие пустотное пространство коллекторов. Первая область (группа ''б") отличается прямой пропорциональной зависимостью между величиной интервального времени и пористостью. Она объединяет карбонатные коллекторы с преобладающим развитием поровых каналов. Пористость коллекторов изменяется от 12 до . 16 %, а величина интервального времени соответственно от 160 до 220 мке/'м. Вторая область Группа "а") отличается значительным диапазоном изменения величины интервального

времени пробега ультразвуковых волн от 150 до 350 мкс/м. В этой области отсутствует функциональная зависимость между значением-интервального времени и пористостью, характерная для поровых каналов. Можно видеть, что одному и тому же значению пористости соответствуют разные значения интервального времени пробега ультразвуковых волн. Указанное отсутствие какой-либо зависимости свидетельствует о высокой неоднородности порового пространства коллекторов в области группы "а". Вероятно, сказалось проявление кавернозности или трещиноватости Во всяком случае, результаты описанного исследования можно интерпретировать как следующее наблюдение: ннзкопористые разности известняков турне Знаменского месторождения отличаются усложненной структурой пустотного пространства. Значения интервального времени пробега в этой области в общем столь же высоки, что и для пористых коллекторов, но роль пор снижена за счет уплотнения, либо вторичных процессов. В этом случае -можно предполагать проявление либо кавернозности (в отдельных разностях), либо трещиноватости (в других разностях), либо кавернозности и трещиноватости вместе.

X I

X СО 1

Пористость, % О Группа'-б'' ХГруппа-V

Рис. 1. Зависимость интервального времени пробега ультразвуковых волн от пористости в карбонатных коллекторах различного типа При исследовании методом ртутной порометрии были выбраны 20 образцов из тех же, исследованных вышеуказанными методами. Исследование при нашем участии проводилось в лаборатории

НИИнефтеотдача. Метод ртутной порометрни основан на изучении процесса вдавливания ртути в образец путем ступенчатого увеличения внешнего давления. При этом радиус порового канала определяется достигнутым капиллярным давлением. На рис. 2 приведена гистограмма распределения пор по размерам. Из рисунка следует, что норовое пространство коллекторов продуктивного пласта Ткз1 представлено порами размером от 0,01 - 10 (для группы "а") до 35 мкм (для группы "б"). Наблюдаемая неоднородность поровых каналов исследованных образцов, представленная как многовершинное распределение пор по размерам (не менее двух максимумов), указывает на присутствие пород с различной структурой порового пространства.

юо —

90 -80

Радиус поровых каналов, мкм

□ -группа'б"П -группа"а''

Рис. 2. Гистограмма распределения поровых каналов по размерам для различных типов

коллекторов

Для определения пространственного размещения коллекторов различного типа продуктивного пласта Ткз1 по пороговому значению пористости (12 % > Кп > 12 %) построена карта пористости этих коллекторов (рис. 3). На этом рисунке коллекторы пористостью более 12 % обозначены темной окраской. Из рисунка следует, что коллекторы,

пористость которых не превышает 12 %, распространены по всей .площади пласта "Ткз1.. Коллекторы с пористостью больше 12 % присутствуют, в основном, в центральной части пласта Ткз! (Знаменско-Городецкий участок) и в виде небольших отдельных зон на остальной площади.

УСЛОВНЫЕ ОБОЗ!) УЧЕНИЯ

V г-13- 1 Ш 2—- 3

/ , ^ ^ 1 -зоны распространения пород-коллекторов группы "и" ¿Кп >12 %К ' ^ ~ —, ' 2 - зоны распространения пород-коплекторов группы "а" {Кл<12%). .....—-----*> "* ^—------^ ■ " — " 2 - пиния замещения пород-коллекторов

I —л 4 - скважины

______■___

Рис. 3. Карта пористости для различных типов коллекторов пласта Ткз1

Таким образом, различными методами (микроскопическим исследованием, ультразвуковым методом, методом рт\тной порометрии, статистическими методами) подтверждено полученное диссертантом по данным ГИС заключение о наличии дву. типов порового карбонатного коллектора, слагающего продуктивный пласт Ткз1.

Третья глава «Отличительные черты строения пустотного пространства карбонатных коллекторов турне» посвящена вопросам

изучения геологической неоднородности и трещиноватости. Также была предпринята попытка выявить возможные причины возникновения трещин.

Изучение геологической неоднородности пород продуктивных отложений турнейского яруса Знаменского месторождения в данной работе проводилось нами с помощью построения карты распространения коллекторов по данным ГИС (см. рис. 3). Использована также карта-схема расчленения пласта на пролластки.

Неоднородность™

В качестве критериев оценю! неоднородности использовались коэффициенты расчлененности Кр, песчанистости Кпсс.„ квадратный коэффициент вариации 1" и энтропии Ьк. Энтропия случайной величины определялась по следующей формуле:

(нч)=-£/;.г1цр„ (1)

где - число интервалов группирования ряда распределения

параметров:

/; =х, X, - вероятность попадапия результата наблюдения и г-и интервал группирования.

Определение квадрата коэффициента вариации неоднородности пластов проводилось но данным исследования керна 195 скважин. Последовательность расчета такова.

♦ Вначале определяется неоднородность пласта по /'-и скважине: 7П 1

= —^--1 , (2)

где к- коэффициент пористости по данным_/'-го керна;

К; - количество поинтервального определения пористости по ;'-й скважине.

♦ Потом определяется неоднородность по объекту:

ы

= (3)

- где п — число скважин, по которым имеются данные об отборе и исследовании керна.

Для сравшггельной оценки степени неоднородности значения энтропии и квадратного коэффициента вариации пористости определялись по отдельным залежам. Значения указанных параметров приведены в таблице.

Участок Залежь ) V" ^ПССЧ кр Нк-П

Знаменский П1„ 0,065 0,80 1,63 2,768

Яновский Р/с и IV» 0,040 0,79 1,43 1,946

Городецкий и. 0,022 0,79 1,00 1,609

Знаменский П!0- 0,021 0,87 1,50 1,386

Месторождение 0,037 0,77 1.38 1,927

Из таблицы следует, что центральный участок представляет собой наиболее неоднородный по отношению к другим участкам продуктивного пласта Ткз1. По нему значения энтропии и квадратного коэффициента вариации составляют 2,768 и 0,065 соответственно. В направлении от центра пласт Ткз1 становится более однородным, значения энтропии и квадратного коэффициента вариации изменяются в пределах 1,386 - 1,946 и 0,021- 0,040 соответственно.

Неоднородное^

В дополнение к определениям квадрата коэффициента вариации пористости, ■ коэффициента песчанистости и энтропии построена карта-схема расчлененности пласта Ткз! на пропластки. Продуктивный пласт Ткз1 представлен в большинстве скважин одним монолитным пластом, в части скважин двумя пронласткамн, разделенными непроницаемыми породами толщиной 0.4 - 1.2 м. а в единичных - тремя пронластками.

Исходной предпосылкой хля выявления зон трещиноватости послужили работы многих ученых. исследовавших развитие трещиноватости в разных породах: Громов В. К. (1964). Ромм Е. С., Петров Р. К. (1966), Сургучев М. Л., Колганов В. И.. Гавура А. В. (1987) и др. В этих работах было выявлено, что '"растресканности'" при тектонических подвижках подвергаются преимущественно крепкие плотные породы, а пористые вязкие породы испытывают в основном сминающие деформации. Следовательно, наличие пористости в крепком пласте способствует затуханию трещин. С помощью карты проницаемости, построенной автором по данным лабораторных и гидродинамических исследований (рис. 4), возможно не только определить н пространстве зоны развития трещиноватых коллекторов, по и оценить доли трещин в фильтрации в предположении, что повышенные значения проницаемости по данным гидродинамических исследований получаются за счет участия трещин в фильтрации. Из этой карты следует, что наиболее проницаемыми являются центральный участок (Значенско-Городецкин) и юго-западный (Яновский участок). Здесь проницаемость достигает максимального значения (0,140 мкм2). На этих участках трещинные породы-коллекторы распространены в виде отдельных зон, покрывая почти все их. площади. Продуктивный пласт Ткз1 на севере (Ереминский участок) и на юго-востоке (Тарасовский участок) представлен сравнительно менее' трещинными коллекторами. На этих участках максимальное значение проницаемости не превышает 0,1 мкм2. Необходимо отмстить, что

превышение значения проницаемости над гранулярной (определенной по лабораторным данным кернов) зафиксировано по всей площади месторождения. Это позволяет делать вывод о присутствии трепдшоватости разной степени интенсивности на всей территории Знаменского месторождения.

' - Ереминский 7^ участок

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:

1 - проницаемость по керну. мД;

2 - проницаемость по гидродинамическим данным, мД

Рис. 4. Карта проницаемости пласта Ткз1

О .возможной взадмосшви скшлещй

В работе Лозина Е. В..(1998г.) методом сопоставления карт изопахит по комплексам отложений от саргаевского до бобрнковского горизонтов и построения блок-диаграмм, а также сопоставлением результатов тектонического анализа с данными биостратиграфнческого исследования разреза подробно изучен тектогенез Актаныш-Чишминского прогиба. Применительно к локальному региону, где образовалась Знаменская тектонически приподнятая зона автор использовал тот же принцип построения и сопоставления латеоструктурных карт по микротектоническим циклам.

Рассмотрение патеотектонической эволюции интересующего нас участка дна бассейна проведено с помошыо карт изопахит, построенных для заволжских, малевских. упинских, черепетских и кизеловских отложении. По результатам анатиза карт изопахит следует вывод о том. что в пределах изучаемой территории тектоническая обстановка осадконакопления в течение отрезка времени от заволжского до конца турнейского времени не была спокойной. Об этом можно судить по неодинаковому количеству накоплявшихся осадков за соответствующий микротектоничсский цикл указанного времени. Автор изучил динамику осадконакопления (и лптпфнкашш) и в последующее палеозойское время, которая оказалась столь же активной. Таким образом, одной из возможных причин появления трещин в теле карбонатного коллектора пласта Ткз! может служит динамичная тектоническая обстановка в течение всего палеозойского времени. что доказывается патеоструктуриыми построениями.

В четвертой главе «Влияние изменчивости литолого-физических свойств карбонатов турне на нефтеотдачу» на основе представленных выше теоретических и экспериментальных исследовании диссертантом рассмотрена задача увязки указанных данных с показателями разработки

месторождения. Приведен краткий обзор истории проектирования и проанализировано текущее состояние разработки месторождения.

Установлена заметная родь трещиноватости карбонатного коллектора пласта Ткз1 в процессе вытеснения нефти водой. Показано, что фактическое соотношение накопленных закачки и отбора жидкости колеблется в диапазоне 240 - 288 %. При этом динамика обводненности свидетельствует, что трещиноватость в первом приближении себя не проявляет, так как не наблюдается прорыв воды к забоям -добывающих скважин. Сопоставление этил, ¡¡а первый взгляд, взаимоисключающих наблюдений приводило к мысли об организации дополнительных исследований механизма реального вытеснения нефти ¡а пласта Ткз1. Исследование механизма вытеснения нефти из пласта Ткз! нами проводилось в двух вариантах:

а) изучение механизма фронтального вытеснения нефти водой из гранулярной части коллектора шаста Ткз1:

б) обоснование механизма вытеснения нефти водой на основе модели трещинно-каверново-порового коллектора.

Для решения поставленных задач в первом варианте потребовалось создать лабораторную двухслойную (объемную) фильтрапнопиую модель пласта "Гкз1. На ней было исследовано влияние темпа заводнения карбонатов пласта Ткз! на коэффициенты извлечения нефти. Кроме того, исследованы вытеснение нефти из двух отличающихся по проницаемости пластов, расход воды п ее распределение по пластам, продолжительность безводного и водного периодов вытеснения, градиенты давления вытеснения, обводненность добываемой нефти, нефтснасышенность в среднем по объемной модели и раздельно но пластам при различных скоростях движения воды в поровом пространстве карбонатов турнейского яруса Знаменского нефтяного месторождения. Установлены оптимальные скорости вытеснения нефти водой го карбонатов таста Ткз1, равные 190230 м/год.

Во втором варианте, в результате обобщения данных исследований, приведенных в предыдущих главах диссертации, и па основе полученных косвенных параметров трещиноватости, была построена диссертантом модель трешинно-каверново-порового коллектора пласта Ткз1. В дополнение к указанным данным о трешиноватости для обоснования модели пласта Ткз! были привлечены и данные лабораторных исследовании шлифов. Согласно этим данным пустотное пространство коллектора пласта- Ткз1 представлено порами, в большинстве случаев мелкими, редко кавернами размером 1-1.5 мм. Эти каверны сообщаются между собой тонкими мпкротрешннами. Морфология описанных пустот свидетельствует о том, что они возникли в процессе выщелачивания.

Трещинно-кавсрново-поровый карбонатный коллектор пласта Ткз1 в идеализированном виде представлен вертикальными столбцами (средний угол падения большинства трещин составляет 70 - 90" к напластованию) квадратного сечения площадью около 149,7 см2 (12.2 х 12.2 см), отделенными друг от друга мнкротрещинами шириной 1.5 х 10""' см.

Механизм вытеснения нефти водой из трешинно-каверново-порового карбонатного коллектора пласта Ткз1, па наш взгляд, может быть описан следующим образом: большая часть закачиваемой (с целью поддержания пластового давления) воды в пласг Ткз1 уходит в пониженные части разреза, в том числе и в регионально подстилающий водоносный пласт Ткз2, по вертикальным трещинам. Только в ближайших окрестностях нагнетательных скважин, где гидродинамические градиенты значительны, по-видимому, проявляется фронтальное вытеснение нефти водой. В более удаленных зонах от нагнетательных скважин, где влияние гравитационных сил становится значительным по сравнению с влиянием гидродинамических сил, закачиваемая вода, вероятно, в виде неустойчивых потоков может направляться вниз но трещинам с частичным вытеснением нефти на ¡¡утях ее движения. В связи с этим полное фронтальное вытеснение нефти закачиваемой водой, как правило, не

происходит. Вероятно, что процесс вытеснения нефти в основном происходит за счет .участия '"подошвенной воды". Вода по мере ее накопления окружает столбцы карбонатного коллектора снизу и с боков и в зависимости от скорости капиллярной пропитки вшггывается, вытесняя при этом нефть через верхние грани столбцов (трехмерная капиллярная пропитка). Из числа основных вероятных фактов, косвенно подтверждающих описанный выше механизм вытеснения нефти водой из карбонатов турне Знаменского нефтяного месторождения, можно привести следующие:

- высокое соотношение отбора жидкости к закачке воды:

- стабильная обводненность добиваемой продукции при высоких величинах накопленной компенсации отбора закачкой:

- присутствие трешиноватости карбонатов в разной степени интенсивности на всей территории Знаменского месторождения:

- существование двух типов коллектора. - отличающихся по фильтрационно-емкостным свойствам.

Как было указано выше (гл.2), поровое пространство пород-коллекторов первого типа представлено порами размером до ! 1 мкм. а норовое пространство пород-коллекторов в торого типа коллектора - до 35 мкм. В связи с такой неоднородностью размеров поровых каналов при вытеснении нефти водой ожидается опережение нефти водой и ее прорыв но более проницаемым каналам. На двухслойной фильтрационной модели пласта Ткз1 в первом опыте при одинаковом градиенте давления вытеснения нефти водой скорость движения жидкостей но более проницаемому пласту ЗпI составила 10! м/год, а по менее проницаемому пласту Зн2 - 30,7 м/'год. Безводный период вытеснения нсфш прекращался после поступления воды в него в количестве 0,30 объема пор; коэффициент вытеснения нефти составил 0,37. К этому времени из пласта Зн2 вода пока не поступила, т. е. пласт Зн2 при данном градиенте давления не подключился в процесс вытеснения нефти водой, так как вода

продвигалась по относительно высокопроницаемому пласту 3и1. Во втором опыте, когда темп заводнения был увеличен в более чем 4 раза, пласт Зн2 подключился в фильтрации, хотя скорость движения жидкости по нему на 42 % (206,6 м/год) ниже скорости жидкости по пласту 3н1 (354.6 м/год). Показатель распределения воды при этом составил 1.97. При совместной закачке воды в оба пласта фронт вытеснения естественно продвигается неравномерно, вытесняя нефть из крупных пор и оставляя за фронтом вытеснения устойчивые зоны с нефтью. В таком случае • ожидается снижение эффективности выработки запасов и повышение обводненности добываемой продукции. Однако в реальных условиях Знаменского месторождения выработка запасов идет эффективно, обводненность стабильна несмотря на то, что месторождение находится на третьей стадии разработки. На наш взгляд, именно здесь проявляется положительная роль трешиноватости в процессе вытеснения нефти водой из пласта Ткз1, которая заключает ся в создании дополнительных путей для продвигающейся массы вытесняющей воды. Необходимо подчеркнуть, что в таких условиях полного фронтального вытеснения нефти закачиваемой водой, как правило, не происходит. Вытеснение нефти контролируется процессом капиллярной прогштки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты выполненных исследований заключаются в следующем:

1. В разрезе продуктивного пласта Ткз1 выделены два типа порового карбонатного коллектора, отличающиеся по своим фильтрашгонно-емкостным свойствам. Установлены пороговые значения пористости указанных коллекторов (12 % < Кп <12 %), по которым была построена карта пористости, определяющая пространственное размещение этих коллекторов.

2. Построены гистограммы распределения поровых каналов по размерам для двух типов коллектора, а также оценены доли НИЗ, приуроченных к каждому типу.

3. Установлена относительно высокая геологическая неоднородность карбонатов пласта Ткз1, которая в направлении к центральной части месторождения увеличивается.

4. По гидродинамическим, промыслово-геофизическим исследованиям и лабораторным определениям керна выявлены зоны распространения трешинных коллекторов и оценены параметры их трещиноватости.

5. Одной из возможных причин появления трещин в теле карбонатного коллектора пласта Ткз1 может служить динамичная тектоническая обстановка в течение времени осадконакоиления от заволжских до кизеловских отложении и датее в течение последующего палеозойского времени. Об этом можно судить по картам изолахит отдельных этапов времени.

6. Построена объемная двухслойная фильтрационная модель пласта Ткз1 и определено влияние темпа заводнения карбонатов пласта Ткз1 на коэффициенты извлечения нефти.

7. Исследовано вытеснение нефти и* двух отличающихся по проницаемости пластов, а также определены расход воды и ее распределение по пластам, продолжительность безводного и водного периодов вытеснения, градиенты давления вытеснения, обводненность добываемой жидкости, нефтенасыщениость в среднем по объемной модели и раздельно по пластам при различных скоростях движения воды в норовом пространстве карбонатов пласта Ткз1 турнейского яруса Знаменского нефтяного месторождения.

8. Построены диаграммы относительных фазовых прошшаемостей для нефти и воды. Установлено, что карбонаты пласта Ткз1 Знаменского месторождения могут относиться к горным породам с промежуточными значениями смачиваемости.

9. Установлено, что оптимальные скорости вытеснения нефти водой из карбонатов пласта Ткз1 равны 190 -230 м/год.

10. Создана модель трешинно-каверново-порового коллектора Эта модель является итоговым результатом всех проведенных теоретических - и экспериментальных исследований. Она в достаточной степени объясняет наиболее вероятный механизм вытеснения нефти водой из карбонатов пласта Ткз! и вполне отвечает всем имеющимся представлениям, полученным в результате проведенных исследований.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих

работах:

1. Мансур Л. Н. Распределение запасов нефти в карбонатных коллекторах Знаменского месторождения // Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостана: Сб. тезисов научно -практической конференции. - Уфа: Изд-во Башнипинефть, 1999,- С. 21.

2. Мансур А. Н., Шишлова Л. М. Выделение карбонатного коллектора различного типа (на примере Знаменского месторождения) // Новые высокие информационные технологии для нефтегазовой промышленности: Сб. тезисов докладов международного симпозиума. -Уфа: Изд-во Гил ем, 1999. - С. 68 - 69.

3. Лозин Е. В., Мансур А. Н. Тектогенез трещиноватости карбонатов турне Знаменского нефтяного месторождения // Тр. I Башнипинефть. -Уфа, 1999 -Вып. 99.-С. 191-195.

4. Мансур А. Н. Неоднородность карбонатов кизсловского горизонта Знаменского месторождения // Тр. / Башнипинефть. - Уфа, 1999 - Вып. 99.-С. 184-190.

5. Мансур А. Н. Роль капиллярной пропитки в процессе вытеснення нефти из карбонатов кизеловского горизонта Знаменского месторождения // Тр. / Башнипинефть. - Уфа, 1999 - Вып. 99. - С. 196 - 200.

Лицензия ЛР № 020267 от 22.11.96. Подписано к печати . Формат бумаги 60x84 1/16.

Бумага писчая. Печать офсеишя. Печ. листов 1.0 . Тираж 90 экз. Заказ 37 .

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета. 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.