Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Закономерности формирования и распределения коллекторов в Верхнеордовикско-Нижнедевонском карбонатном комплексе для выявления зон нефтегазонакопления Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Закономерности формирования и распределения коллекторов в Верхнеордовикско-Нижнедевонском карбонатном комплексе для выявления зон нефтегазонакопления Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области"

На правах рукописи

ЧИМБУЛАТОВ ФЕЛИКС МАРАТОВИЧ

ЗАКОНОМЕРНОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И РАСПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ В ВЕРХНЕОРДОВИКСКО-НИЖНЕДЕВОНСКОМ КАРБОНАТНОМ КОМПЛЕКСЕ ДЛЯ ВЫЯВЛЕНИЯ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ ВАРАНДЕЙ-АДЗЬВИНСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ

Специальность: 25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2004 г.

Работа выполнена в ЗАО «Лукойл-Север» и во Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ)

Научный руководитель:

кандидат геолого-минералогических наук, академик РАЕН

СИ. Сирык

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук

В.В. Шиманский

доктор геолого-минералогических наук

СЛ.Барков

Ведущее предприятие — Ухтинский Государственный технический университет

Защита диссертации состоится «^>> ¿/НУЯЛ. 2004 г. в 14 часов на заседании Диссертационного Совета Д216.008.01. при Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) по адресу: 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГРИ Автореферат разослан 2004 г.

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять по адресу: 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39, Ученому секретарю.

Ученый секретарь

Диссертационного Совета ^'' 5 ~/>" "" А.К.Дертев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы; На современном этапе развития нефтедобывающей промышленности карбонатные породы являются одним из важнейших объектов прироста запасов углеводородного сырья во многих нефтегазоносных регионах страны, и в том числе, в Тимапо-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП).

Освоение этих ресурсов усложняется специфическими особенностями резервуаров карбонатного типа - высокой степенью неоднородности фильтрационно-емкостных свойств карбонатных пород, сложным строением их пустотного пространства, широким развитием погребенных ловушек, особенно рифогенных, повышенной ролью трещиноватости в формировании их коллекторских свойств. Все это затрудняет выделение коллекторов в разрезе традиционными промыслово-геофизическими методами.

В последнее десятилетие многочисленными работами внесен важный вклад в теоретические и методические основы прогнозирования нефтегазоносности карбонатных отложений. Доказано, что для этой цели должны быть использованы в комплексе материалы по литологии, палеогеографии, тектонике и палеотектонике, палеогеоморфологии, петрофизике, гидродинамике, современные методы полевой и промысловой геофизики, то есть при изучении карбонатных коллекторов необходим системный подход.

В работе рассматривается верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный комплекс Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области (ВА НГО), где открыт целый ряд нефтяных месторождений.

Учитывая, что в пределах ВА НГО более 40% начальных суммарных ресурсов (НСР) и около 35% запасов нефти приурочены именно к этому нефтегазоносному комплексу (НГК) отложений, выяснение закономерностей формирования и распределения резервуаров для нефти представляется чрезвычайно важным. Именно этим и определяется актуальность представленной работы.

Цель работы; Определение закономерностей формирования и распределения резервуаров для нефти в верхнеордовикско-нижнедевонском карбонатном комплексе Варандей-Адзьвинской НТО для прогноза зон улучшенных коллекторов и выбора направлений геологоразведочных работ.

Основные задачи;

1. Изучение сложных коллекторов верхнего ордовика - нижнего девона Варандей-Адзьвинской НГО.

2. Определение условий формирования карбонатных пород-коллекторов верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса.

3. Литофизическая характеристика коллекторов и покрышек.

4. Совершенствование методических основ изучения и выделения карбонатных коллекторов сложного строения, повышение продуктивности.

5. Выявление факторов, влияющих на генезис и закономерности размещения коллекторов по площади и разрезу.

6. Выбор направлений геологоразведочных работ в Варандей-Адзьвинской НТО в верхнеордовикско-нижнедевонском карбонатном комплексе.

7. Анализ результатов применения технологии повышения нефтеоотдачи на месторождениях Варандей-Адзьвинской НГО.

Научная новизна:

1. Выявлены закономерности формирования и распространения пород-коллекторов по площади и разрезу.

2. Обоснована модель строения карбонатных коллекторов верхнеордовикско-нижнедевонских отложений и предложены методы их изучения.

3. Разработана программа развития геолого-разведочных работ и воспроизводства углеводородных ресурсов в пределах Варандей-Адзьвинской НГО

Практическая значимость:

1. Выявлены и закартированы зоны развития в

верхнеордовикско-нижнедевонском НТК Варшщей-АдзьвияскоиТил1«цдовдд I

;тзУщ »

2. Усовершенствованы методы изучения карбонатных коллекторов сложного строения, что позволило обосновать модели строения сложных коллекторов, выявить закономерности их распределения по площади и разрезу, добиться увеличения интенсификации притоков нефти по скважинам.

3. Проведено уточнение ресурсной базы и ее структуры в пределах Варандей-Адзьвинской НГО, позволившее дифференцировать территорию по перспективности.

Защищаемые положения:

1. Проведенные литофациальные реконструкции и детальные литологические исследования дают возможность установить закономерности распределения зон развития улучшенных коллекторов в верхнеордовикско-нижнедевонском карбонатном комплексе, приуроченных к внутриплатформенным органогенным постройкам в отложениях нижнего девона, выделить зоны нефтегазонакопления в пределах Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области.

2. Создание литофизической модели строения сложных коллекторов и покрышек верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса района исследований в сочетании с их приуроченностью к условиям осадконакопления и тектонической позиции позволяет выделить зоны их развития и установить наличие трех типов коллекторов: поровые, «вертикально неоднородные» и коллекторы по модели Уорена-Рута.

3. Применение современных технологий солянокислотной обработки скважин (на основе состава КСПЭО-2) позволяет добиться интенсификации притоков из карбонатных коллекторов сложного строения верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса и значительно повысить продуктивность скважин.

Апробация работы; Основные положения диссертации опубликованы в 2 печатных работах, неоднократно докладывались на международных, всероссийских и республиканских научных конференциях и семинарах (Первая научно-практическая Международная Конференция «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и возобновляемые источники энергии», 2002; Международная научно-практическая Конференция «Настоящее и будущее сырьевой базы морской нефтегазовой промышленности России», Санкт-Петербург, 2004), нашли отражение во многих научно-исследовательских и производственных отчетах.

Фактический материал. В основу диссертационной работы положены результаты многолетних исследований автора по изучению геологии и нефтегазоносности территории ТПП, в том числе Варандей-Адзьвинской НГО. Собраны и обработаны геолого-геофизические материалы: результаты бурения и геофизических работ, научные исследования по территории ТПП, проводимые в разное время ГГП «Ухтанефтегазгеология», ТП НИЦ, ВНИГРИ, ПечорНИПИнефть, «Севергеофизика» и др.

Структура работы. Работа общим объемом_страниц состоит из введения, семи глав и

заключения, списка использованных источников из 90 наименований, 42 рисунков, 31 таблицы. Выполнена под руководством кандидата геолого-минералогических наук, академика РАЕН СИ. Сирыка, которому автор выражает свою благодарность за постоянную помощь, внимание и поддержку. Автор также благодарен сотрудникам ВНИГРИ В.Н. Макаревичу, Н.В. Танинской, О.М. Прищепе, Ю.И. Зытнеру, А.А. Отмасу. Автор выражает глубокую благодарность доктору геолого-минералогических наук В.Г. Топоркову, кандидатам геолого-минералогических наук В.И. Дузину, B.C. Винниковскому и О.В. Постниковой за помощь, тщательный просмотр рукописи и ценные замечания в процессе подготовки диссертационной работы. Творческие контакты с ними, а также с доктором гсол.-мин. наук А.В. Постниковым, кандидатом геол.-мин. наук Е.В. Постниковым, начальником ГУ ОАО «Архангельскгеолдобыча» Б.И. Рапопортом оказали большое влияние на направление исследований. Автор выражает признательность главному геологу ЗАО «Севергеолдобыча» С.А. Мурзину, гл. геологу ЗАО «Колвагеолдобыча» А.В. Фирсову, начальнику OP OOO «Нарьянмарнефтегаз» Д.В. Вакурину, геологу ЗАО «Севергеолдобыча»

СА. Жигулиной, к. т. н. С.Ю. Руцаковской, инженеру ОР ЗЛО «ЛУКОЙЛ-СЕВЕР» Л.А. Ивановой, которые способствовали проведению исследований по теме диссертации.

Содержание работы

Глава 1. Геологическое строение Варандей-Ддзьвинской нефтегазоносной области и нефтегазоносность верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса

1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Расчленение, корреляция и стратиграфическая характеристика разрезов ордовика, силура и нижнего девона Тимано-Печорской провинции приводится в соответствии со стратиграфическими схемами ордовика и силура Восточно-Европейской платформы, а также девонских отложении.

Кроме того, в работе использовались материалы, представленные в работах А.И. Антошкиной (1994), А.В.Мартынова (1998, 1999), СВ.Мельникова (1988), Н.В. Танинской (1993,1997,2001), З.П.Юрьевой (1990,1991) и других.

Средне-верхнеордовикские отложения

В Тимано-Печорской провинции среднеордовикские отложения имеют сокращенный стратиграфический объем и представлены только карадокским ярусом (Решения..., 1987). Карадокскому ярусу соответствует маломакарихинский горизонт и одноименная свита. Отложения свиты залегают с угловым и стратиграфическим несогласием на дислоцирозанных породах фундамента, либо со стратиграфическим перерывом на терригенных образованиях нижнего ордовика.

Маломакарихинская свита представлена преимущественно вторичными доломитами, в нижней части - с тонкими прослоями песчаников, алевролитов и аргиллитов. Мощность свиты от 35 до 180 м.

Верхнеордовикские отложения ТПП выделяются в объеме ашгиллского яруса и залегают на среднеордовикских образованиях, реже с угловым и стратиграфическим несогласием на породах фундамента.

Отложения ашгиллского яруса верхнего ордовика подразделяются на усть-зыбекий, мукерский и хорейверский горизонты. Им соответствуют баганская, мукерская, хорейверская и салюкинская свиты.

Баганская свита представлена серыми и серо-коричневыми вторичными доломитами и известняками. Мощность свиты-60-180 м.

Хорейверская свита представлена тонким переслаиванием сероцветных глинистых доломитов, ангидритов, аргиллитов с песчано-алевритовой примесью, редкими пластами вторичных доломитов. Мощность свиты - 40-160 м.

Салюкинская свита представлена вторичными доломитами с остатками табулят, брахиопод и остракод. Мощность свиты - от 40-160 м.

Нижнесилурийские отложения

Силурийские отложения на большей части Тимано-Печорской провинции залегают на верхнеордовикских и представлены двумя отделами: нижним и верхним. Мощность силурийских отложений возрастает в юго-восточном направлении от 200 до 2000 м.

В нижнесилурийской части разреза выделены лландовсрийский (300-650 м), и венлокский (700 м) ярусы. Мощность нижнего силура увеличивается в юго-восточном направлении от 100 до 1200 м. Лдандоверийский ярус подразделяется на джагалский и

филиппъельский горизонты, в объеме венлокского яруса выделен седьельский. Джагальскому горизонту соответствует макарихинская свита.

Макарихинская свита разделена на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена иловыми и пеллетовыми доломитами, мелко-тонкозернистыми, реже крупно-среднезернистыми, с орг.детритом. Мощность свиты- 150-250 м.

Филиппъельскому горизонту в Хорейверской впадине соответствует сандивейская свита. Сандивейская свита представлена мелко-тонкозернистыми и строматолитовыми, прослоями детритовыми доломитами. Мощность свиты - 100-180 м.

Венлокскому ярусу отвечает седъельский горизонт, которому соответствует веякская свита

Веякская свита разделена на две подсвиты. Нижняя представлена детритовыми и пеллетовыми известняками и доломитами, верхняя - известняками органогенно-детритовыми с простоями биогермных кораллово-строматопоровых известняков. Мощность свиты составляет 90-250 м.

Верхнесилурийские отложения

Верхний отдел силура представлен лудловским и пржидольским ярусами. Лудловскому ярусу соответствует гердъюский горизонт. Он представлен переслаиванием известняков, иловых доломитов, мергелей и аргиллитов. Мощность отложений гердъюского горизонта изменяется от 130 до 500 м.

Пржидольскому ярусу соответствует гребенской горизонт. Гребенской горизонт представлен чередованием иловых, органогенно-детритовых доломитизированных известняков, мергелей, аргиллитов, и вторичных доломитов, мощностью до 2-10, реже до 15 метров. Мощность гребенского горизонта изменяется от 80 до 500 м.

Нижнедевонские отложения

Нижнедевонские отложения согласно залегают на силурийских карбонатах, кровля же их является эрозионной - на разных горизонтах нижнего девона залегают карбонатпо-терригенные породы верхнего девона. В составе нижнего девона выделяются лохковский, пражский ярусы и нижняя часть эмского яруса. Мощность нижнего девона 900-1500 м.

Отложения лохковского яруса разделяются на овинпармский и сотчемкыртинский горизонты.

Лохковский ярус (775-1500 м) выделяется в объеме овинпармского и сотчемкыртинского горизонтов. В объеме овинпармского горизонта выделяется хатаяхинская свита, мощностью 100-600 м. В ней выделяются четыре литологические пачки.

Базальная пачка I имеет мощность 50-70 м. Она представлена аргиллитами, мергелями известковыми с прослоями известняков и лварцевых алевролитов.

Пачка II, мощностью 110-145 м, представлена известняками, вторичными доломитами, кавернозными, трещиноватыми и мергелями.

Пачка III составляет 30-65 м. Она сложена сильно глинистыми мергелями с прослоями тонко-мелкозернистых известняков, реже доломитов.

Пачка IV мощностью 45-95 м сложена органогенно-детритовыми, водорослевыми, известняками и доломитами, прослоями глинистыми.

В объеме сотчемкыртинского горизонта выделяется торавейская свита.

Торавейская свита состоит из двух частей - глинисто-карбонатной (65-100 м) и ангидрито-доломитовой (300-320 м) и представлена переслаиванием иловых доломитов, ангидрито-доломитов, аргиллитов, доломитовых мергелей. Мощность свиты до 400 м.

На северо-востоке Тимано-Печорской провинции отмечаются отложения пражского и эмского ярусов.

Пражскому ярусу соответствует наульская свита, мощностью от 64 до 140 м. Наульская свита представлена пестроцветной толщей тонкого переслаивания алевролитов, аргиллитов, песчаников, доломитов, ангидритов.

Эмскому ярусу соответствует варандейская свита, мощностью 86-184 м. Варандейская свита представлена аргиллитами, доломитами, известняками, мергелями, алевролитами

1.2. Тектоническое строение

На оспове тектонического районирования (Белонин и др., 1994, 1999; Богацкий и др., 1964; Аминов и др., 1999; Макаревич и др., 1985, 1996; Прищепа О.М. и др., 1999 и др.) в составе ТПП выделены крупнейшие (надпорядковые) структуры: Печорская плита, Предуралъский и Предновоземельский краевые прогибы, Тиманская гряда (рис.1).

Печорская плита состоит из структур первого порядка (крупных): Ижма-Печорская впадина, Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, Печоро-Колвинский авлакоген, Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона.

Варандей-Адзьвинская структурная зона протягивается на 240 км в северо-западном направлении, имеет ширину 60 км, ограничена с запада Хорейверской впадиной, с востока и юга - Коротаихинской впадиной и грядой Чернышева.

По поверхности Варандей-Адзьвинского блока фундамента, характеризующегося повышенной степенью расчлененности, выделяются дизъюнктивные валы Сорокина, Гамбурцева и сопряженные с ними дизъюнктивные депрессии - Мореюская и Верхнеадзьвинская. Глубина залегания поверхности фундамента в пределах депрессий составляет 6 км, а в присводовой части валов - 5-5,4 км. Наблюдается несоответствие условий залегания верхнеордовикско-нижнедевонского и вышележащих комплексов: по первому выражена грабенообразная впадина, по вышележащим — воздымание к северо-востоку при одновременном возрастании мощности верхнедевонско-турнейского и верхнепермского комплексов и сокращении верхневизейско-нижнепермского.

В составе Варандей-Адзьвинской структурной зоны выделяются узкие линейные валы Сорокина, Гамбурцева, Сарембойский, Талотинский и разделяющие их депрессии -Морейюская и Верхнеадзьвинская.

Вал Сорокина состоит из приразломных кулисно расположенных структур. Аллохтонная часть вала выдвинута по сходящимся в нижних частях осадочного чехла взбросовым и взбросовонадвиговым нарушениям.

Вал Гамбурцева, разделяющий рассматриваемую зону на Морейюскую и Верхнеадзьвинскую депрессии, секущими разрывными нарушениями разбит на клиновидные блоки, к которым приурочены антиклинальные складки амплитудой 600 м и более.

Сарембой-Леккейягинский инверсионный вал осложнен надвиговыми нарушениями, по которым восточные структуры надвинуты на западные.

На востоке Варандей-Адзьвинской зоны расположен Талотинский вал, перекрытый пластиной Вашуткинско-Талотинского надвига.

Морейюская депрессия имеет асимметричное строение с крутым западным и пологим восточным бортами.

Верхнеадзьвинская депрессия характеризуется изометричной формой и более крутым восточным бортом.

Мощность осадочного чехла в Варандей-Адзьвинской структурной зоне - до 6-8 км.

1.3. Нефтегазогеологичсское районирование и нефтегазовый потенциал верхнеордовикско-нижнсдсвонского комплекса Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области

1.3.1. Нефтегазогеологическое районирование

На протяжении многих лет на тектонической основе проводилось нефтегазогеологическое районирование ТПП (М.Д. Белонин, В.И. Богацкий, Б.Я. Вассерман, ВА Дедеев, Л Г. Каретников и др.). В ее пределах выделяются нефтегазоносные области (НГО), нефтегазоносные районы (ИГР) и зоны нефтегазонакопления (ЗНГН) (рис. 1).

Всего в пределах 11111 выделено шесть нефтегазоносных областей и один Малоземельско-Колгуевский самостоятельный нефтегазоносный район.

Варандей-Адзьвинская НГО (расположена только на территории Ненецкою автономного округа) полностью совпадает с одноименной сложнопостроенной структурно-тектонической зоной. Особенностью строения зоны являются линейные надвигово-блоковые структуры валов Сорокина и Гамбурцева, блоково-чешуйчатые Сарембой-Леккейягинские дислокации и приразломные складки Талотинской системы надвигов.

В пределах Варандей-Адзьвинской НГО выделено два нефтегазоносных района -Сорокинский и Верхнеадзьвинский. В Сорокинском НГР выделяется вал Сорокина с прилегающей частью Морейюской депрессии на западе НГО. Диапазон нефтеносности - от нижнего девона до триаса включительно. Залежи на небольших глубинах в триасовых песчаниках вала Сорокина содержат трудноизвлекаемые высоковязкие и тяжелые нефти. Большую часть Варандей-Адзьвинской НГО занимает Верхнеадзьвинский НГР. Здесь нефтеносны, в основном, горизонты от силурийско-нижнедевонских до верхнедевонских и ассельско-сакмарских рифогенных отложений. Преимущественная нефтеносность силурийско-нижнедевонских и верхнедевонских рифогенных отложений установлена на большей части территории НГО, за исключением вала Сорокина. На этом валу, а также в акваториальной части НГО доказана или реально предполагается нефтегазоносность всех выделяемых в ТПП комплексов. Особенности нефтегазонакопления в центральном и северном участках Варандей-Адзьвинской НГО позволяют оценивать ее столь же высокими значениями удельных концентраций углеводородов, как и Хорейверскую - 135-140 тыс. т/км2.

В настоящее время на территории Варандей-Адзьвинской НГО открыто более 20 месторождений. Самыми крупными по извлекаемым запасам нефти являются Торавейское, Наульское, Хасырейское и Лабоганское.

Наиболее перспективные в отношении нефтеносности объекты - комбинированные, стратиграфически и тектонически экранированные ловушки в ордовикско-нижнедевонском и верхнедевонском карбонатных комплексах вала Сорокина, Морейюской и Верхнеадзьвинской депрессий, Сарембой-Леккейягинского и Талотинского валов.

1.3.2. Нефтегазоносные комплексы Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области

В разрезе осадочного чехла Варандей-Адзьвинской НГО выделено семь нефтегазоносных комплексов (НГК): верхнеордовикско-нижнедевонский, среднедевонско-верхнефранский, доманиково-турнейский, нижне-верхневизейский, верхневизейско-нижнепермский, нижнепермский, верхнепермский, триасовый.

Верхнеордовикско-нижнедевонский НГК

Отложения верхнеордовикско-нижнедевонского (Оз^1) нефтегазоносного комплекса распространены почти на всей территории ТПП и представлены преимущественно карбонатными отложениями среднего-верхнего ордовика, нижнего-верхнего силура и

- f

г 4 "ft 'о %

« т-

А^й

Коротанишская впадина ~

Усть-Цильма

ЦХАйкико

/

Воркута

<5 .V

/*

10/i *3

л jf N/KOCMO-

J А f »» РОГОВС КАЯ

С-^к/ъЛ впаДина

Инта> ^ 'i

ЕФТТХАХ>Г£(ХЛ ОГКЧ ЕС КО I * РАЙОНИРОВАНИЕ

• 1 ТиманскмНГО

1 1 Ухп Ижемскхй ИГР

2 Ижма-Печорска* НТО 2 1 ДжебольскиА НГО

2 2 Омра-СоПаннекий ИГР 2 3 В«лыо-Тэбукскмй НГР

щ\ "Щ1

„. ■ ^ j V" v • А «. i

МСорткерос*^

бУсть-Кулом

8 Kofi городок

24 МмчшьПдтииисвиЙ НГР 2 5 Всрхслкгхсго-Лекьюсшй НГР

2-6 Тобиокко-НсрицкнЙ НГР

2 7 СсдуахиксксьКкпяскпХ НГР

3 Псчоро-Колмксш НГО

3-1 Кыртмльс ко-Псчоро городе ыЛ НГР 3-2 Мутиоштерикою-ЛебсАИКСхиЙ НГР 3 3 llUimw« Юрьахиискнй НГР 3-4 ЛйДско-ЛоамняскмЙ НГР

3 5 Харига-Усиискн* НГР

3-бЯреЙюскнЙ НГР

4 Хсфеккрскм КТО

4-1 Калваамеоюшй НГР

4*2 Черяорсчеясккй НГР

$ Варыдей Адзьмискм НГО

3 I СороимскиЙ НГР

3 2 Верхлеюмииский НГР

б Ссмро-Прцурики! НГО

6-1 Корогаяхюсжий НГР

6-2 Кочмесстй НГР

6-3 Нкшпско-Леиаияскмй НГР

6-4 ВорсутсшЙ НГР

6>3 Курымсхо-Пятракоаспй НГР

Веркпспечорский НГР 6-7 Вутмшшй НГР

6-1 Болыиесывммспй НГР 6-9 СреднепечоревкД НГР б-ЮХоселммжяй НГР МК Килагемельсю-Коягуеаскмй КГР

Границы тектонических элементов ■ —■ 1 иадпорядкоаых

■ | порядка ■■ " ■ II порядка

.......административные границы

Месторождения Q иефганы«

^ гаэояые, гаюкоиденсатиые | нефтегазовые, иефтега-мжоиченгатиые

Рис 1 Карта тектонического и нефтегазогеологического районирования *

нижнего девона. В его границах можно выделить два нефтегазоносных подкомплекса (НГПК) - верхнеордовикско-верхнесилурийский и нижнедевонский

Среднеордовикско-верхнесшуршскш НГПК представлен преимущественно карбонатными отложениями среднего ордовика, сульфатно-карбонатными - верхнего ордовика, а также карбонатными отложениями нижнего и верхнего отделов силура. Промышленная нефтеносность в пределах Варандей-Адзьвинской НТО установлена как на валу Сорокина, так и в Верхиеадзьвинском ИГР.

Нижнедевонский НГПК в пределах Варандей-Адзьвинской НТО является доминирующим. Его начальные извлекаемые запасы (НИЗ) составили 193,9 млн. т. нефти, то есть 93% от НИЗ всего среднеордовикско-нижнедевонского НГК. Открыты месторождения нефти на валах Сорокина, Гамбурцева, Сарембой-Леккейягинском (Наульское, Лабоганское, Осовейское, Подверыоское, Хосолтинское и др.).

1.3.2. Ресурсная база Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области

В пределах Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области выполнен значительный объем глубокого и структурно-поискового бурения и геофизических исследований.

Средняя изученность глубоким бурением территории Варандей-Адзьвинской НГО составляет 60,6 м/км2. Однако изученность по отдельным нефтегазоносным районам неравномерна. Менее изучен бурением Верхнеадзьвинский ИГР (в среднем 40,8 м/км2). Не изучены глубоким бурением горизонты, залегающие на глубинах более 5 км. Из пробуренных на территории Варандей-Адзьвинской НГО 221 скважин 118 имеют глубину до 5 км, причем большая часть из них (84) пробурена в пределах Верхнеадзьвинского ИГР. В пределах же Сорокинского ИГР большая часть скважин имеет забой до 3 км (70 из 104).

Плотность сейсмопрофилей MOB и МОГТ в пределах Варандей-Адзьвинской НГО составляет 2,41 пог. км/км2, МОГТ - 1,741 пог. км/км2. Наибольшая плотность сейсмопрофилей MOB и МОГТ в Сорокинском НГР (5,27 пог. км/км2).

Начальные суммарные ресурсы Варандей-Адзьвинской НГО по последней оценке (на 01.01.2002 г.) равны 826,6 млрд. т условного топлива (УТ) (табл. 1). Из углеводородов здесь выявлены только нефть и растворенный в нефти газ. Большая часть НСР связана с среднеордовикско-нижнедевонским комплексом - 41,6%. Также значительные НСР выявлены в верхневизейско-артинском и доманиково-турнейском НГК.

Таблица 1.

Состояние ресурсов УВ Варандей-Адзьвинской НГО на 01.01.2002 г.

Ресурсы нефти (извлекаемые) млн. т Ресурсы растворенного газа (геологические) м'

Показатели к » л а и X S ос 1 я « к W X а а. ЙЬ Ч м Я _ U « и S Q. о Всего, млн. т

Паранде( Адэьвинск ИГО Сорокине» ИГР ■а U S Я м V с. W и ßapaiuef Адэьвинск НГО Сорокине« НГР условного топлива

1 2 3 4 5 6 7 8

Начальные

суммарные 780,9 371,9 409,0 45,7 14,9 30,9 826,6

ресурсы

Добыча 0,683 0,415 0,268 0,006 0,006 0 0,689

Остаточные ресурсы 780,22 371,48 408,73 45,69 14,89 30,9 825,9

Предварительно оцененные запасы категории с, 146,2 45,8 100,4 12,6- 2,1 10,5 158,9

Неразведанные ресурсы категории Сз+И 362,7 152,8 209,9 18,4 6,5 И,9 381,1

Среди нефтегазоносных районов на долю Верхнсадзьвинского НГР приходится 409,0 млн. т., а на долю Сорокинского НГР - 371,9 млн. т.

Разведанность НСР в среднем по НТО составляют: нефти - 34,8%, растворенного газа -32,1% (табл. 2.).

Высокая разведанность НСР нефти характерна для триасового НГК - 66,7. Для исследуемого верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса она составляет 28,8%.

Начальные извлекаемые запасы составляют около 272,0 млн. т. нефти и 14,7 млрд. м\ растворенного газа. Основные запасы (около 80%) по категориям А+В+С1 связаны с тремя комплексами: Ог^ - 34,3%, С^-Р! - 19,9% и Т - 26,5%.

Выработанность НСР ничтожно мала и не превышает долей процента. Основная добыча связана с тремя месторождениями: Варандейским, Хасырейским и Торавейским. По рассматриваемому в работе комплексу большая часть добычи приходится на Хасырейское месторождение. Следует отметить, что добыча нефти из отложений НГК связана

практически только с месторождениями Верхнеадзьвинского НГР.

Таблица 2.

Состояние разведанности ресурсов УВ Варандей-Ддзьвинской НГО на 01.01.2000 г.

Разведанность НСР нефти, % Разведанность НСР

Нефтегазоносные растворенного газа, %

комплексы Без учета С учетом Без учета С учетом

запасов кат. Сг запасов кат. С г запасов кат. С.г запасов кат. Сг

Варандей-Адзьвинская НГО

о2-п, 28,8 64,0 28,2 65,5

П2-03Г 19,9 26,7 19,9 23,9

25,0 33,0 22,9 30,6

С^н-з 4,2 4,2 4,2 4,2

С1Уэ-Р, 37,6 40,4 45,5 49,0

Р2 41,9 46,0 40,7 44,1

Т 66,7 80,3 66,8 81,7

Всего по НГО: 34,8 53,5 32,1 59,7

Сорокинский НГР

Ог-Э, 20,3 51,1 20,2 50,0

Ъ-РзГ 32,6 39,1 24,9 27,8

Озаш-с^ 36,6 42,0 36,6 42,3

С1У1+3 10,2 10,2 10,2 10,2

С,у3-Р, 48,7 51,8 49,2 52,3

р* 47,4 52,0 46,2 50,1

т 71,5 86,1 71,3 87,2

Всего по НГР: 46,6 58,9 41,8 56,2

Верхнеаязьвинский НГР

О:-О, 31,4 68,0 29,6 68,2

Пг-ГМ 5,1 12,2 5,4 12,5

Продолжение табл. 2.

Оздт-С^ 21.5 30,3 19,5 27,7

С^нз 0 0 0 0

С^з-Р! 2,9 4,7 2,1 3,3

Р2 0 0 0 0

Т 0 0 0 0

Всего по ИГР: 24,1 48,7 27,4 61,4

Глава 2. Состояние изученности верхнеордовикско-нижнедевонского карбонатного комплекса севера Тнмано-Печорской провинции

Первые стратиграфические схемы девона были разработаны Д.В.Наливкиным (1923), Б.КЛихаревым, Н.Н.Тихоновичем (1930). ААЧерновым и ГАЧерновым (1935). В 19451947 гг. изучением стратиграфии и тектоники верховьев рек Лемвы и Кожима занимались В.В.Меннер и М.Е.Раабен (1956,1959), КАЛьвов (1949), В.В.Маркин (1960).

Изучением силурийских отложений с 1949 по 1954 гг. занимались З.И. Цзю, ВАКалюжный (1959), ВА Разницын (1962), Т.И.Купшарева (1966), Л.И.Филиппова (1975), В.П. Зарх, В.Р.Родыгин и др.

В 1959 году было открыто Западно-Тэбукское месторождение нефти в отложениях силура, среднего и верхнего девона.

В 70-е годы были открыты нижнесилурийская и верхнеордовикская нефтяные залежи на Среднемакарихинском месторождении в Хорейверской впадине, залежи нефти в отложениях нижнего девона на Возейской площади Колвинского мегавала, Сарембойской и Северо-Сарембойской структурах Варандей-Адзьвинской структурной зоны (Вассерман, 1977). В 80-е годы по настоящее время были открыты крупные нефтеносные районы и месторождения нефти в Хорейверской впадине и Варандей-Адзьвинской структурной зоне.

Большой вклад в изучение стратиграфии, литологии и фаций карбонатных образований ордовика, силура и нижнего девона внесли исследования Л.С.Коссового (1962,1965), А.Г.Кондиайн (1962, 1967), ГАЧернова (1964, 1972), А.И.Першиной (1957, 1973), АИАнтошкиной (1979, 1994), Б.Я.Дембовского (1987), С.В.Мельникова, Л.Т.Беляковой, М.Х.Булач, Л.П.Гмид, В.Вл.Меннера, Н.Б.Рассказовой, Н.В.Танинской, З.П.Юрьевой и др.

Глава 3. Фациальная характеристика и условия формирования верхнеордовикско-иижнедевонского комплекса

Верхнеордовикско-нижнедевонский комплекс согласно залегает на карбонатно-терригенных среднеордовикских отложениях. Региональный предереднедевонский и позднедевонский перерывы в осадконакоплении повлияли на мощность и стратиграфический объем силурийских и нижнедевонских отложений, так что в пределах палеосводов Печорской плиты они частично или полностью отсутствуют. В северо-восточной части плиты отлагались карбонатные отложения с четкой дифференциацией на карбонатные и глинистые пачки.

3.1.Фациальная характеристика

В Тимано-Печорском регионе и па шельфе Печорского моря в течение среднего ордовика - раннего девона существовал единый бассейн осадконакопления. Формирование карбонатных отложений комплекса происходило в условиях карбонатной платформы во внутренней части этого бассейна. Платформа полого погружалась на восток в область глубоководной седиментации Уральского палеоокеана и имела обширную площадь шельфа с

широкими фациальными поясами, соответствующими типовому набору фаций карбонатных платформ. Н.В.Танинской (1993, 1997) установлен фациальный ряд, характеризующий латеральную смену обстановок осадконакопления от суши к батиальному бассейну. Он включает: лагунные, приливно-отливные (надпршгавные, межприливные), мелководно-морские фации (верхняя сублитораль, нижняя сублитораль), одиночные рифы (биостромы и мелкие биогермы), краевые рифовые комплексы.

Прибрежно-морские обстановки осадконакопления подразделяются на лагунные, надприливные (супралиторальные) и собственно приливно-отливные (литоральные). В Тимано-Печорском бассейне выделяются следующие фациальные зоны:

Фациальная зона закрытых и полузакрытых водоемов с повышенной соленостью с сульфатно-доломитовым осадконакоплением или зона надприливных(супралиторалъных) фаций (Танипская, 1997), в которой формировались ангидрито-доломиты, доломито-ангидриты, седиментационные доломиты, ангидриты, аргиллиты, брекчии, строматолитовые доломиты. Для них характерны трещины усыхания, тонкая слоистость и отсутствие фауны.

Приливно-отливная обстановка осадконакопления с глинистым и карбонатно-глинистым осадконакоплением (Богацкий, 2000) или литоральная (Танинская, 1997) встречается между высоким и низким приливами. Осадки накапливались в пределах мелководных лагун и приливно-отливных каналов под влиянием кратковременных колебаний уровня за счет приливов и ветровых нагонов. Отложения часто обогащены глинисто-алевритовым материалом, который переслаивается известняками или доломитами, для них также характерна бедность фауны и широкое развитие водорослей.

Мелководно-шельфовые обстановки осадконакопления с карбонатным осадконакоплением (Богацкий, 2000) или сублиторальные (Танинская, 1997) обычно встречаются на море с небольшими глубинами воды от 10 до 20 метров. Фации мелководного морского шельфа, обычно представлены массивными иловыми, зернисто-иловыми и зернистыми известняками и доломитами. В нормально-морских условиях обычно характерно обилие и разнообразие водорослей и нормального морского бентоса: кораллов, строматопор, криноидей, брахиопод, гастропод. Здесь были широко развиты вторичные доломиты и детритовые известняки.

Одиночные или изолированные рифы в исследуемом палеобассейне встречаются в мелководно-шельфовой зоне. Они представлены строматолитовыми биостромами и имеют мощность от 1-2 до 20-30 м и пластово-линзовидную форму.

3.2. Условия формирования верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса

В начально трансгрессивный этап развития палеобассейна (карадокский век) на исследуемой территории преобладали мелководно-шельфовые обстановки осадконакопления. В конце карадока обмеление бассейна фиксируется как в его центральных, так и в восточных частях.

Ашгиллское время характеризуется трансгрессивно-регрессивной направленностью. В раннеашгиллское время происходит кратковременная трансгрессия морского бассейна на платформу. Мелкое море с карбонатной седиментацией фиксируются на территории Варандей-Адзьвинской зоны. В среднеашгиллское время в развитии палеообассейна фиксируется регрессивная направленность, на границе шельфа и батиального бассейна формируется краевое поднятие с барьерным рифовым комплексом, мощностью от 110 до 600 м (Дембовский и др.,1987, Антошкина,1994). В Варандей-Адзьвинской зоне устанавливаются обстановки осадконакопления закрытых и полузакрытых водоемов, в которых накапливаются ангидрито-доломитовые и доломитовые илы.

В позднеашгиллско-раннелландоверийское время после крупного регионального перерыва в конце среднего ашгиллия, мелководно-шельфовые обстановки вновь устанавливаются на территории Варандей-Адзьвинской зоны.

В венлокский век отмечается широкое развитие трансгрессии и в Варандей-Адзьвинской зоне фиксируется мелководно-шельфовая зона.

Лудловский век характеризуется активным рифообразованием на окраине платформы и слабой трансгрессией по сравнению с предыдущим этапом. Отложения лудлова характеризуются бедным составом фауны и широким развитием водорослей.

Пржидольский век характеризуется развитием обширной трансгрессии и установлением мелководно-шельфовых обстановок с карбонатной седиментацией.

Раннедевонский этап развития характеризуется осушением шельфа и усилением регрессии морского бассейна.

Лохковский век характеризуется кратковременным подъемом уровня моря и развитием мелководно-шельфовых обстановок. В конце века в Варандей-Адзьвинской зоне получают развитие фации закрытых водоемов с карбонатно-сульфатным типом осадконакопления. Значительно увеличиваются области денудации.

Пражский век характеризуется значительным осушением шельфа и сокращением площади осадконакопления. В окраинной части бассейна формируется самая мощная линейная барьерная рифовая система. В Варандей-Адзьвинской зоне в узкой полосе мелководного шельфа накапливаются прибрежно-морские алеврито-глинисто-песчаные образования.

Эмский век характеризуется значительным сокращением площади осадконакопления. Мелководно-морской шельф почти полностью осушается и превращается в область денудации. В Варандей-Адзьвинской зоне в узкой зоне прибрежного мелководья накапливаются карбонатно-сульфатно-терригенные образования.

Глав 4. Методические основы изучения, выделения и оценки карбонатных коллекторов сложного строения

Изучение карбонатных коллекторов и определение условий их формирования основано на комплексном применении литологических, петрографических, фациальных методов с широким использованием материалов промыслово-геофизических и сейсморазведочных работ.

4.1.Сейсмические методы

На первых этапах исследования построение геологической модели базируется на геологической информации и данных сейсмических исследований. В настоящее время сейсмическими методами в пределах Варандей-Адзьвинской зоны большинство структурных ловушек уже выявлены, подготовлены или разбурены, поэтому значительно возрастает роль ловушек неструктурного типа: литологических, стратиграфических, тектонически экранированных. Открытие залежей в неструктурных ловушках в пределах Варандей-Адзьвинской зоны, Хорейверской впадины и Колвинского мегавала значительно увеличивает их перспективы.

Для обнаружения неструктурных ловушек требуются более высокое качество и разрешенность сейсмического материала. В неструктурных ловушках, таких, как песчаные линзы, каналовые пески, биостромы и др., проблема состоит в выявлении интервалов залегания пластов-коллекторов.

Рифовые тела образуют характерные поднятия с клиноформами и их можно выявить непосредственно на сейсмических записях, кроме того, карбонатные породы рифов характеризуются более высокой скоростью распространения волн по сравнению с прилегающими и покрывающими осадками.

4.2. Методы скважинной геофизики-методы ГИС

Выделение карбонатных коллекторов сложного строения и определение параметров их фильтрационно-емкостных свойств является достаточно сложной задачей, которая тесно связана с условиями седиментации и вторичными преобразованиями пород. Лабораторные методы не всегда могут быть реализованы из-за фрагментарного характера информации, а стандартные методы ГИС часто малоинформативны в карбонатных породах. Задачу выделения коллекторов позволяют решить специальные скважинные геофизические методы.

С целью выделения коллекторов в отложениях среднего ордовика -нижнего девона Варандей-Адзьвинской зоны, учитывая весьма сложное их строение, автором предлагается включить в обязательный комплекс ГИС следующие методы: спектральный гамма-каротаж для корректной оценки глинистости; литоплотностной гамма-гамма-каротаж для разделения доломитов и известняков; многоволновую акустику аппаратурой АВАК-7; импульсный нейтронный гамма-каротаж для учета влияния бора на показания НТК; а также провести работы в открытом стволе с закачкой экологически чистых изотопов Кя24; произвести многолучевое ВСП, на основе которого прогнозируется распространение коллекторов в околоскважинном пространстве, и выдаются рекомендации на проектирование траекторий наклонных и горизонтальных скважин.

4.2.1. Метод коротко-живущих изотопов и его применение для выделения

коллекторов

Применение метода короткоживущих изотопов для выделения эффективных толщин. Одним из наиболее перспективных и информативных для выделения низкопоровых сложных карбонатных коллекторов является метод радиоактивного каротажа на основе применения радионуклидов натрия. Особенно высокую эффективность применения этого метода следует ожидать для выделения эффективных толщин коллекторов.

Обоснование и выбор технологии выделения коллекторов методом короткоживущих изотопов. Для выделения эффективных толщин в разрезе, основываясь на разработанной автором модели строения коллекторов нижнего девона, была разработана методика реализации этого метода в открытом стволе.

Была рассмотрена возможность применения в качестве радиоактивного индикатора радона-222 и натрия-24, исходя из модели строения коллектора. Расчеты показали преимущество натрия-24 для такого типа коллектора.

Выбор технологии проведения работ осуществляется исходя из анализа условий бурения и вскрытия перспективного пласта, опыта промышленного применения радионуклидов, с учетом физико-химических свойств меченого радионуклидами натрия раствора.

Для выделения коллектора необходимо обеспечить ввод меченого раствора в поры породы на время проведения контрольных гамма-измерений в интервале перспективного пласта. Ввод может быть осуществлен двумя способами: либо непосредственно в процессе бурения в интервале перспективного пласта, либо после его вскрытия и создания соответствующей репрессии на пласт.

Первый способ является наиболее эффективным в плане высокой оперативности получаемой информации, но одновременно и самым сложным как по технологии исполнения, так и в организации таких работ. Второй способ, уступая первому в оперативности, имеет существенные преимущества как в организации исследований, так и в надежности защиты обслуживающего персонала от радиоактивного загрязнения.

Учитывая определенные преимущества как первого, так и второго способов активации решено было опробовать оба способа, исходя из особенностей гсолого-технических условий исследования перспективного пласта

Анализ результатов применения метода короткоживущих изотопов для выделения коллекторов показал, что реальна возможность дополнительного использования интерпретационных параметров в качестве опорной информации для разработки критериев интерпретации стандартного комплекса ГИС. Разработанная модель строения коллекторов подтверждается данными метода короткоживущих изотопов. В принципе, потенциальные возможности метода РКР с успехом могут быть применены для выделения эффективных мощностей в разрезах такого типа. Установлена принципиальная возможность выделения коллекторов в низкопоровых пластах методом короткоживущих изотопов для использования Б интерпретационном комплексе методов ГИС. Доказаны возможности изучения с помощью этого метода фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора в зоне проникновения меченого раствора в открытом стволе скважины.

4.2.2. Методы выделения и оценки карбонатных коллекторов по дапным РК, АК и керна

Структурно-текстурные особенности пород определяют формирование емкости коллекторов. Емкость коллекторов определяется тремя компонентами: емкостью матрицы первичных доломитов, представленной субкапиллярными порами, емкостью участков перекристаллизации вторичных доломитов с порами среднего и крупного размера и емкостью каверн и трещин (Топорков, 1995).

Учитывая невысокие емкостные свойства и особенности формирования структуры порового пространства, современные методы ГИС не позволяют однозначно выделить в разрезе отдельные литотипы коллекторов и провести их классификацию.

Мозаичная текстура, чередование хаотически расположенных участков первичных и вторичных доломитов в разных соотношениях по объему, приводят к получению неоднозначных результатов. Пласты с пористостью 3-4%. могут быть нефтенасыщенными коллекторами, а первичные доломиты с пористостью 6-8 % могут быть неколлекторами (Топорков, 1990).

В отложениях нижнего девона общая пористость изменяется от 0 до 20 %. Карбонатная часть разреза представлена кальцитом, доломитом и их переходными разностями, в различной степени глинистыми.

Определение пористости и литологии по данным геофизических методов (НГК, ГТК, АК) осложняется присутствием в разрезе элементов с аномальным сечением захвата нейтронов. Для решения задачи необходимо привлечение метода ГИС, контролирующего глинистость. Оценка глинистости в этом разрезе возможна по данным изучения общей или спектральной гамма-активности. Вопрос учета глинистости в разрезе нижнего палеозоя ТПП актуален, поскольку при пористости 5-7 % влияние глинистости составляет 2-4 %.

Выделение коллекторов производилось с учетом глинистости. По величине глинистости в исследуемом разрезе выделяются пласты, которые могут быть потенциальными коллекторами, но для них необходимы дополнительные критерии разделения их на коллекторы и неколлекторы. К коллекторам относятся те пласты, в которых эффективная пористость существенно выше нуля, т.е. превышает погрешность определения этой пористости. К эффективной пористости в продуктивной части разреза можно отнести поровое пространство, занятое легкой нефтью. Эффективная пористость определяется по разнице величин общей пористости и влажности пород, оцененных в продуктивной части разреза. Влажность определяется по связи между удельным сопротивлением и влажностью, установленной для матрицы коллекторов рассматриваемых пород.

Если в поровом пространстве пласта находится неподвижная нефть (битум, асфальт и др. нетекучие углеводороды), то такой пласт нельзя отнести к коллекторам. В разрезе с наличием таких пластов задачу выявления коллекторов можно решить по результатам закачки меченой жидкости в пласты.

Достоверность определения общей пористости и остаточной водонасыщенности подтверждаются прямыми определениями на керне, отобранном на безводной промывочной жидкости.

Для коллектора, в котором емкость складывается из трех генетически разных типов пористости, необходимо раздельно проводить оценку емкости водонасьпценной матрицы и общую емкость коллектора по всему разрезу, тогда разность будет характеризовать нефтенасыщенную емкость коллектора. Очевидно, что емкость матрицы следует оценивать по данным электрических методов каротажа, а общую - по методам, дающим возможность оценивать пористость с учетом литологии.

Таким образом, подтверждена разработанная модель строения коллекторов в разрезе нижнедевонских отложений с помощью короткоживущих изотопов №(24) экспериментально в скважине. Доказано, что при интерпретации стандартных методов ГИС в разрезе нижнего девона невозможно использовать традиционный подход применения граничных значений параметров пласта при разделении их на продуктивные и непродуктивные. Необходимо определение общей пористости пласта и водонасьпценной пористости матрицы, и продуктивная часть определится как разница между ними.

Глава 5. Закономерности формирования и распределения коллекторов в верхнеордовикско-нижнедевонском комплексе Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области

Основной задачей при выявлении закономерностей формирования и распределения коллекторов является построение детальной емкостной и флюидальной модели месторождения (залежи), позволяющей выбрать оптимальную технологию извлечения углеводородов. На начальном этапе исследований определяются условия образования отложений в региональном плане по данным геологической и сейсмической информации. В дальнейшем осуществляется переход к детализации модели по данным интерпретации ГИС.

5.1.Литофизическая характеристика коллекторов и покрышек

Проведенное изучение особенностей строения разрезов верхнего ордовика-нижнего девона, фациальных условий осадконакопления и развития бассейна седиментации, литофизических свойств пород позволили определить закономерности размещения пластов-коллекторов и флюидоупоров в пределах всего комплекса на территории Варандей-Адзьвивской структурной зоны.

Выделение коллекторов в карбонатном разрезе затруднено в связи с неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) как в разрезе, так и по площади, поэтому для локального прогноза коллекторов необходим детальный литологический материал. Емкостные свойства карбонатов в основном определяются по промыслово-геофизическим данным, при этом из числа коллекторов исключают интервалы, где пористость по геофизическим данным менее 7%. Однако при изучении керна становится очевидным, что даже из весьма низкопористых карбонатов (менее 2-3%) можно получать притоки в том случае, если в пласте присутствуют трещины.

Комплексный анализ результатов литолого-фациальных, петрофизических и промыслово-геофизических исследований, а также сведения о промышленной нефтегазоносности силурийских и нижнедевонских отложений позволяют с учетом приуроченности объектов к тем или иным условиям осадконакопления и структурно-тектоническим зонам, наметить и закартировать зоны развития улучшенных коллекторов.

Лучшими коллекторскими свойствами обладают карбонатные породы, отлагавшиеся на трансгрессивных этапах. В соответствии с этим выделяются коллекторы и покрышки в разрезе.

Верхний ордовик

В верхнеордовикских отложениях Варандей-Адзьвинской структурной зоны залежи нефти не обнаружены, а нефтегазоносность этих отложений подтверждена в смежной Хорейверской впадине на Среднемакарихинской площади. Пористость доломитов и известняков баганской свиты составляет 7%, а по ГИС до 13%, при поровой проницаемости до 30 мд, а трещинной до 3-7 мд. Экраном являются терригенно-сульфатные отложения мощностью 100-250 м мукерской и хорейверской свит.

В Косью-Роговской впадине на Кочмесской площади из межсолевых доломитов верхнего ордовика получен приток газа, коллекторы относятся к трещинно-поровым и порово-трещинным. Пористость по ГИС составляет 5-6%, проницаемость 12 мд. Зональным флюидоупором является галогенная и сульфатно-карбонатная толща мощностью свыше 200 м.

Нижний силур

Нижнесилурийские породы-коллекторы характеризуются максимальным распространением и значительно лучшими фильтрационно-емкостными возможностями, по сравнению с остальными породами нижнего карбонатного комплекса.

Коллекторы преимущественно развиты в макарихинской, сандивейской и веякской свитах. Пористость доломитов и известняков по ГИС достигает 20%, проницаемость до 18 мД и более, эффективные мощности составляют 60-70 м, тип коллектора поровый, трещинно-поровый, трещинно-каверново-поровый.

Увеличение полезной емкости связывается с доломитизацией, уменьшение - с аутогенным окремнением и эпигенетической сульфатизацией.

Доломитизация в лландоверийской части разреза наиболее интенсивна в породах макарихинской и сандивейской свит. В отложениях венлокского яруса заметно интенсивно доломитизирована нижняя часть.

Покрышкой является тиманско-саргаевская карбонатно-терригенная пачка и глинистые отложения верхнего силура. В нижнесилурийских отложениях залежи нефти открыты на Хасырейском месторождении.

Верхний силур

Верхнесилурийские карбонатные породы-коллекторы распространены в среднегердьюском и верхнегребенском надгоризонтах и представлены известняками и доломитами. Пористость по ГИС составляет 4-15%, проницаемость 0,9 мд. Эффективная мощность коллектора составляет 2,4 м до 10 м. Притоки нефти получены на Северо-Сарембойской, Хасырейской, Осовейской, Черпаюской, Хосолтинской, Западно-Леккейягинской, Усть-Пяйюской площадях.

На Падимейской площади при проходке гребенских отложений наблюдались газопроявления.

Возможные скопления УВ в верхнесилурийских коллекторах надежно экранируются зонально распространенными карбонатно-глинистыми покрышками верхнесилурийского (для гердьюской коллекторской толщи) и глинистыми пачками нижнедевонского (для верхнегребенской) возраста.

Все выявленные в верхнем силуре залежи небольшие. Тип залежей преимущественно пластовый, тектонически экранированный.

Нижний девон

Карбонатные пласты-коллекторы в нижнем девоне приурочены к овинпармскому горизонту. Они имеют достаточно высокий коллекторский потенциал и характеризуются мощностью от 70 до 200 м. Пористость их по НТК достигает 12% (по керну более 16%), эффективная мощность более 20 м, тип коллектора — поровый, каверново-поровый, трещинно-поровый. Залежи нефти приурочены к локальным структурам валов: Гамбурцева (Черпаюская, Хасырейская, Нядейюская), Сарембой-Леккейягинского (Тобойская, Усть-Талотинская, Сарембойская, Северо-Сарембойская), Сорокина (Подверьюская, Хосолтипская, Седьягинская). В пределах прибортовой части в зоне сочленения Хорейверской впадины с валом Сорокина выявлены залежи нефти на Колвинском, им. Р.Требса и им. А.Титова месторождениях.

Коллекторы нижнего девона сложены преимуществешю доломитами и доломитизированными известняками со сложной структурой порового пространства. Емкостное пространство состоит из каверн, пор и трещин в разном сочетании, причем трещины, как и обычно в карбонатных породах, оказывают существенное влияние в основном на проницаемость пород, так как межзерновая проницаемость нижнедевонских карбонатов, за редким исключением, весьма незначительна или близка к нулю. Эффективная пористость колеблется от 6 до 15%, средневзвешенная от 7 до 12%. Эффективная мощность колеблется от 10 м до 35 м.

Экраном являются терригенно-карбонатные и сульфатно-карбонатные отложения сотчемкыртинского горизонта. В прибортовой части Хорейверской впадины покрышкой для нижнедевонских залежей служат тимано-саргаевские отложения. В работе приводится детальная литофизическая характеристика Хасырейского, Западно-Леккейягинского, Мядсейского, Тобойского, Медынского, Хосолтинского, Осовейского нефтяных месторождений.

5.2. Генезис и факторы, влияющие на формирование и сохранение пустотного -пространства коллекторов

Продуктивными в разрезе верхнего ордовика - нижнего девона в основном являются доломитизированные известняки и вторичные доломиты.

Формирование пустотного пространства в карбонатных породах происходит на различных стадиях литогенеза: в седиментогенезе, диагенезе и катагенезе. Седиментационные поры относятся к первичным. Поры, связанные с диагенетическими и катагенетическими процессами - к вторичным.

Основными постседиментационными процессами, влияющими на формирование пустотного пространства являются: перекристаллизация, доломитизация, выщелачивание и трещиноватость. Среди пор выделяются эффективные, принимающие участие в фильтрации углеводородов, и неэффективные. К эффективным относятся открытые поры, сообщающиеся между собой с помощью поровых каналов и трещин. К неэффективным - изолированные поры, открытые или выполненные минеральным веществом (кальцитом, доломитом, ангидритом, галитом и др. минералами), неподвижным или малоподвижным битумом коричневого, черного цвета или одновременно битумом и минеральным веществом.

В карбонатных коллекторах проницаемость обеспечивается системой поровых каналов и трещин, или только трещин. С помощью трещин осуществляется связь между крупными порами и каверпами, между пористыми участками в неравномерно пористом продуктивном карбонатном разрезе. Повышенная трещиноватость отмечается в зонах, приближенных к тектоническим нарушениям. На таких участках породы характеризуются повышенной фильтрационной способностью.

Повышенными коллекторскими свойствами в карбонатных разрезах обладают породы, отлагавшиеся на трансгрессивном этапе осадконакопления и имеющие биогермное происхождение (биогермы, биостромы).

Для ордовикско-нижнедевонского карбонатного комплекса Н.В.Танинской (1993, 2001) доказано развитие биостромов в комплексе сублиторальных фаций раннепалеозойского бассейна, с которыми связаны породы с улучшенными коллекторскими свойствами. Кораллово-строматопоровые и водорослевые биостромы представлены доломитами и известняками. Выщелачивание известняков наиболее интенсивно происходило в условиях как региональных, так и внутриформационных перерывов.

53. Модели строения карбонатных коллекторов

Роль трещиноватости в коллекторах нижнего девона разными авторами (Меннер, 1989, Танинская, 1997, 2001, Юрьева, 1991, Торогкоу..., 1993 и др.) оценивается неоднозначно.

На сложную структуру пустотного пространства пород-коллекторов, в которой среди малопористых (непроницаемых или слабопроницаемых) участков имеются проницаемые (высокопористые) прослои, указывают относительно высокие дебиты продуктивных объектов нижведевонских и силурийских отложений и отклонение режима фильтрации от линейного закона при больших дебитах.

Автором это было проверено на основе анализа кривых восстановления давления, полученных в процессе испытания пластов испытателями на трубах в открытом стволе и в эксплуатационной колонне.

Обычно данные о строении коллектора используются для интерпретации результатов гидродинамических исследований. В данном случае необходимо было решить обратную задачу - по результатам гидродинамических исследований оценить строение коллектора. Следует отметить, что обычно интерпретируется лишь кривая восстановления давления, строятся графики по методу Хорнера и определяются зависимости разности давления от логарифма времени. Это позволяет определить пластовое давление, продуктивность пласта, скин-эффект и другие гидродинамические характеристики пласта по кривым восстановления давления.

Автором совместно с другими исследователями были проанализированы материалы испытаний 117 объектов, давших притоки нефти. В процессе просмотра первичного материала были отобраны результаты испытаний 15 объектов.

Основными критериями отбора было наличие признаков отклонения режима фильтрации от линейного закона, т.е. наличие в породе высокопроницаемых (трещин, каналов выщелачивания) слоев, участков. Основными признаками по кривой, построенной по методу Хорнера, считались гиперболическая зависимость давления от логарифма параметра времени или наличие трех линейных участков, средний из которых близок к горизонтальной линии, а первый и третий участки имеют разный наклон к оси времени.

При идентификации кривых восстановления давления из оставшейся выборки: 13 объектов условно были отнесены к модели вертикально-неоднородного пласта (трещиноватого) и 2 объекта к модели по Уорену-Руту. Реальные кривые имеют гораздо более сложное строение, чем теоретически рассчитанные для типовых моделей из-за того, что в реальных условиях может быть сочетание признаков различных моделей.

Модель вертикально неоднородного пласта характеризуется системой горизонтальных блоков, разделенных высокопроницаемыми пропластками, роль которых могут выполнять всевозможные каналы выщелачивания, трещины и просто высокопористые участки.

Модель пласта по Уорену-Руту характеризуется системой, состоящей из отдельных низкопроницаемых блоков матричной породы с первичной пористостью, разделенными высокопроницаемыми трещинами, каналами вторичной пористости. Переток из матричной породы в трещины, каналы происходит в квазистационарном режиме.

Таким образом, приведенный качественный анализ кривых восстановления давления, полученных в процессе испытания в открытом стволе испытателями на трубах и пробной эксплуатации в колонне, позволяет предположить наличие, как минимум, трех типов коллекторов: поровые коллекторы, "вертикально-неоднородные", по модели Уорена-Рута.

Два последних типа можно характеризовать как трещиноватые, или осложненные каналами выщелачивания. В исследуемых отложениях преобладает поровый тип коллектора.

Таким образом, было установлено, что:

1. Изучение формирования коллекторов нижнедевонского комплекса позволяет сделать вывод о преобладающей роли вторичных процессов (эпигенеза) в формировании емкостных и фильтрационных характеристик в разрезе. Доказано, что на поздней стадии эпигенеза (катагенез) доминирующая роль первичной трещиноватости потеряла свое значение, а проницаемость коллекторов определяется в основном поровым пространством участков вторичной доломитизации.

2. Структурно-текстурные неоднородности строения коллекторов не позволяют получать объективные характеристики ФЕС с требуемой для практики точностью при использовании стандартных методик изучения керна. Показано, что для такого рода объектов необходимо изучение полномасштабного керна.

3. Разработана модель строения нефтяных коллекторов нижнедевонского комплекса на основе изучения структурно-текстурных особенностей морфологии пустотного пространства породы. Коллекторы сложены доломитами в разной степени затронутыми процессами вторичных преобразовании. Вещественный состав представлен генетически различными формами доломита- первичные и вторичные доломиты.

4. Емкостные свойства коллекторов формируются тремя разными генетическими формами пористости - пористость матрицы (субкапиллярные поры), пористость эпигенетически преобразованных доломитов (поры размером до десятков микрон) и каверны и трещины, как результат выщелачивания (размер каверн до нескольких сантиметров). Фильтрационный потенциал коллекторов обеспечивается, в основном, межгранулярной пористостью, трещинный потенциал не играет доминирующей роли.

5.4. Закономерности распределения коллекторов в верхнеордовикско-нижнедевонском комплексе

Установлено, что распределение пород-коллекторов по площади и разрезу прерывистое, обусловленное распределением внутриплатформенпых органогенных построек (биостромов и мелких биогермов), максимальное развитие которых совпадало с режимом стабильного осадконакопления в позднетрансгрессивные этапы развития силурийско-раннедевонского бассейна, существовавшего на исследуемой территории в венлокское, раннелудловское, раннепржидольское и раннелохковское время. Породы-покрышки внутри нижнепалеозойского комплекса приурочены к ранней фазе регрессии и представлены ангидрито-доломитовыми и доломито-ангидритовыми породами. Потенциальными покрышками могут служить также и глинисто-карбонатные отложения, формирующиеся при обмелении бассейна осадконакопления. Вертикальная и латеральная фациальная неоднородность коллскторских толщ определила изменчивость фильтрационно-емкостных свойств пород в разрезе и по площади. Факторы седиментогенеза и последующие вторичные изменения в диагенезе сыграли определяющую роль в формировании пустотного пространства пород.

Следует подчеркнуть, что при сохранении залежей роль флюидоупоров значительна. В качестве зональных и локальных покрышек в карбонатном разрезе обычно выступают низкопористые, часто глинистые разности. Однако низкопористые карбонатные породы характеризуются повышенной трещиноватостью и, как правило, пропускают УВ. Правильнее будет такие толщи относить к полупокрышкам не столько изолирующим, сколько содержащим поток УВ из нижележащих залежей. Важное значение при этом имеют индивидуальные особенности карбонатной покрышки.

Глава 6. Прогноз зон развития улучшенных коллекторов в всрхнеордовикско-нижнедевонском комплексе Варандей-Адзьвипской нефтегазоносной области, методика и направления геологоразведочных работ

Перспективы открытия залежей УВ в отложениях верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса тесно связаны с поисками неантиклинальных ловушек, основным критерием поисков которых являются литолого-фациальные и палеогеографические исследования (Окнова, 1997,1999). В результате исследований были выявлены основные закономерности размещения коллекторов и зоны их развития в Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области, что позволило определить наиболее перспективные направления геологоразведочных работ и методику их проведения на исследуемой территории.

6.1.Верхнеордовикские отложения

В верхнеордовикских отложениях на территории Варандей-Адзьвинской зоны предполагается развитие карбонатных коллекторов сложного типа порово-трещинных и трещинно-поровых. Коллекторы приурочены к зоне развития мелководно-шельфовых фаций. Они сложены доломитами с невысокими значениями пористости по керну до 0,5-4%, а по ГИС до 7% Поровая проницаемость не превышает 1-2 мД, а трещинная - 4 мД.

В верхнем ордовике открыто одно месторождение нефти в Хорейверской впадине в отложениях баганской свиты. Покрышкой является ангидрито-доломитовая толща малотавротинского горизонта, мощностью до 160-300 метров. Учитывая невысокие коллекторские свойства верхнеордовикских отложений и широкое развитие сложнопостроенных коллекторов, перспективы открытия залежей УВ следует связывать с зонами увеличенной трещиноватости пород, развитыми в бортовых частях Варандгй-Адзьвинской зоны.

6.2.Нижнесилурийские отложения

В нижнесилурийских отложениях отмечаются коллекторы с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Они приурочены к макарихинской, сандивейской и веякской свитам. В Варандей-Адзьвинской зоне развитие коллекторов связано с мелководно-шельфовой фациальной зоной с карбонатным осадконакоплением. В отложениях нижнесилурийского подкомплекса открыто два месторождения нефти: Хасырейское и Северо-Сарембойское. Коллекторы представлены доломитами вторичными и известняками пеллетовыми с открытой пористостью до 7-15%, поровой до 18 мД и трещинной до 3-4 мД Нефтепроявления отмечаются на Черпаюсской площади. Покрышкой для нижнесилурийских отложений являются верхнесилурийские отложения, в составе которых преобладают глинистые прослои известняков и которые могут выступать только в роли локальных покрышек.

В отложениях нижнего силура выделяется одна зона развития улучшенных коллекторов - Гамбурцевско-Хасырейская. Она приурочена к валу Гамбурцева. Здесь установлена нефтеносность на Хасырейском и Черпаюском поднятиях.

6.3.Верхнесилурийские отложения

В верхнесилурийских отложениях коллекторы приурочены к среднегердъюскому и верхпегребенскому подгоризонтам и представлены доломитами вторичными трещиноватыми и известняками органогенно-детритовыми. Открытая пористость по составляет 9-15% Поровая и трещинная проницаемости не превышает 3 мД. Тип коллектора - порово-трещинный и трещинно-поровый. Коллекторы приурочены к прибрежной приливно-отливной фациальной зоне с глинисто-карбонатным и карбонатным

осадконакоплением. Покрышкой для верхнесилурийских отложений служат глинистые пачки лохковского яруса.

В отложениях верхнего силура выделяется две зоны развития улучшенных коллекторов: Сорокинская и Гамбурцевская. В первой установлена нефтеносность на Осовейском и Хосолтипском поднятиях, а во второй - на Хасырейском и Черпаюском поднятиях.

6.4. Нижнедевонские отложения

В нижнедевонских отложениях коллекторы приурочены к лохковскому ярусу, в отложениях которого открыты 14 месторождений пефти и к пражскому ярусу, к которому приурочены 2 месторождения нефти. Коллекторы сложены вторичными доломитами и доломитизированными известняками. Открытая пористость пород-коллекторов изменяется от долей процента до 15,3 %, поровая проницаемость от сотых долей процента до 133,6 мД и трещинная проницаемость до 4-5 мД. Тип коллектора - порово-трещинный и трещинно-поровый. Коллекторы приурочены к прибрежной приливно-отливной фациальной зоне с карбонатным и карбонатно-терригенным осадконакоплением. Покрышкой служат терригенно-карбонатные и ангидрито-доломитовые отложения сотчемкыртинского горизонта, для коллекторов пражских отложений покрышкой являются карбонатно-терригенные франские отложения.

В отложениях нижнего девона выделяются две зоны развития улучшенных коллекторов: Западно-Сорокинская и Сарембойско-Гамбурцевская (рис. 2). К первой приурочено 5 промышленных месторождений нефти: Наульское, Лабаганское, Осовейское, Хосолтинское, Подверьюское, одна непромышленная залежь на Седьягинской площади и нефтепроявления на Варандейской и Торавейской площадях. Во второй зоне промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях лохковского яруса на Нядейюской, Хасырейской, Черпаюской, Медынской, Тобойской, Мядсейской, Западно-Леккейягинской, Северо-Сарембойской и Сарембойской площадях, а также в отложениях пражского яруса -на Медынской, Тобойской и Усть-Талотинской площадях.

В результате проведенных автором исследований была определена методика проведения поисковых работ на исследуемой территории.

На первом этапе при наличии выявленных и отсутствии подготовленных к бурению ловушек и отсутствии скважин на участке проводится сейсморазведка 2Д по сети профилей 1x0,5 км. Ориентация большей части профилей - вкрест простирания структур и возможных литологических и тектонических экранов.

На втором этапе после подготовки объекта и оценки ресурсов в случае их величины больше или равной минимально рентабельной проводится поисково-оценочное бурение и комплекс методов скважинной геофизики - комплекс ГИС.

Если в скважине получены прямые признаки нефтегазоносности, то уплотняем сеть 2Д по критическим направлениям и проводим полную переобработку и переинтерпретацию.

На третьем этапе проводим сейсморазведку ЗД, если получен промышленный приток углеводородов и размеры ловушки таковы, что величина открытия равна или больше минимально рентабельных.

Применение сейсморазведки ЗД кардинально облегчает решение задачи при построении сеточной модели, а если материал качественный, то можно выйти на прогноз пористости в гранулярных и порово-каверновых коллекторах. Трещинные коллекторы пока трудно разрешаемы количественно, но зоны развития этих коллекторов (зоны разуплотнения) выделяются на качественном уровне.

Если на участке есть подготовленные к бурению объекты с ресурсами равными или большими минимально рентабельных, то бурим скважину. Если есть открытое месторождение - проводим сейсморазведку ЗД.

Глава 7. Анализ результатов применения технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях Варандей-Адзьвинской структурной зоны

В связи с многообразием геолого-физических и технологических условий разработки месторождений, призабойная зона пласта (ПЗП) в течение всего периода работы скважины подвержена различным физико-химическим, биологическим и другим изменениями, вследствие чего проницаемость ПЗП практически никогда не является постоянной.

Стабильность работы эксплуатационных скважин и сохранение постоянных темпов отбора могут быть обеспечены лишь при сохранении проницаемости коллектора в ПЗП.

Изменение коллекторских свойств ПЗП во времени идет, как правило, в сторону ухудшения со снижением естественной проницаемости ПЗП, обусловлешюй несколькими причинами:

• недостаточно высокое качество вскрытия продуктивного пласта, приводящее к кольматации ПЗП частицами бурового раствора;

• отложения в процессе эксплуатации скважины в ПЗП асфальтенов, смол, парафинов;

• выпадение механических примесей и солей из растворов жидкостей глушения скважин в процессе подземного и капитального ремонтов;

• загрязнение ПЗП железосодержащими осадками, образующимися в процессе коррозии нефтепромыслового оборудования.

Одним из основных методов восстановления и повышения производительности скважин являются солянокислотные обработки (СКО) ПЗП скважин в карбонатных коллекторах и глинокислотные обработки (ГКО) в терригенных. Однако из-за присущих этим технологическим мероприятиям многочисленных недостатков успешность обработок остается невысокой.

Многочисленными лабораторными исследованиями и практикой промысловых испытаний доказано, что, как правило, главной причиной снижения успешности кислотных обработок минеральными кислотами является образование стойких, вязких эмульсий с нефтями. Кроме того, нефти склонны к образованию эмульсионных систем и с буровыми растворами, применяемыми при бурении скважин.

Изученные пефти Нядейюского, Хасырейского, Черпаюского, Ссверо-Сарембойского, Западпо-Леккейягинского, Мядсейского и Тобойского месторождений образуют стойкие эмульсии как с минеральными кислотами, так и с буровыми растворами и пластовыми водами, в связи с чем возникла необходимость изменения технологии кислотных обработок путем усовершенствования кислотных составов, способных устранить вышеперечисленные недостатки, присущие минеральным кислотам.

С целью подбора кислотных составов для освоения скважин и интенсификации добычи нефти на указанных месторождениях в карбонатных коллекторах было исследовано взаимодействие нефтей соответствующих месторождений с соляной кислотой и кислотными составами. Дополнительно исследовалось влияние пластовой воды и фильтрата бурового раствора на взаимодействие нефтей и кислотных реагентов.

Для сравнения в опытах использовалась соляная кислота 10-12%-ной концентрации, полученная путем разбавления технической ингибированной соляной кислоты 20-23%-ной концентрации, соответствующей требованиям ТУ по содержанию железа не более 0,03% (для карбонатных коллекторов).

В качестве основы для приготовления кислотных составов использовался разработанный в ООО «ПермНИПИнефть» состав КСПЭО-2, сочетающий свойства гидрофобизатора пористой среды, деэмульгатора нефти и ингибитора солянокислотной коррозии промыслового оборудования.

Обчасть применения КСПЭО-2

• Интенсификация притока нефти в добывающих скважинах с карбонатными коллекторами, с обводненностью продукции до 60%, снизивших продуктивность за счет

образования в ПЗП кольматантов неорганического характера, а также водонефтяных эмульсий.

- Интенсификация притока нефти при освоении низкопродуктивных скважин.

- Освоение скважин после бурения, консервации, бездействия, а также перевода на другие горизонты.

Основные свойства КСПЭО-2

В качестве основы КСПЭО-2 используется раствор соляной кислоты с добавкой модификатора МК-2, представляющего собой смесь поверхностно-активных веществ в строго определенном соотношении. За счет высокой поверхностной активности КСПЭО-2 обладает существенными преимуществами по сравнению с соляной кислотой.

Результаты применения КСПЭО-2

Технология кислотных обработок с использованием состава КСПЭО-2 применялась в течение 1999-2003 г.г. на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЬ», ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», 0 0 0 «Каманефть», ЗАО «Вишеранефтсгаз», ЗАО «Северная нефть», ОАО «Архангельскгеолдобыча». Составом КСПЭО-2 обработано более 500 скважин, годовой технологический эффект составляет 800-1200 т дополнительно добытой нефти на скважинно-операцию в зависимости от продуктивности скважин. Продолжительность технологического эффекта составляет 6-12 месяцев.

Исследование взаимодействия нефтей с кислотными реагентами осуществлялось на основе определения совместимости нефти, фильтрата бурового раствора, водонефтяных эмульсий с кислотными реагентами. Кроме того, проводились лабораторные исследования по изучению влияния кислотного состава на фильтрационно-емкостные свойства пород -коллекторов.

В опытах использовались неэкстрагированные образцы керна, пластовые нефть и вода Черпаюского, Северо-Сарембойского, Тобойского, Варандейского и Мядсейского месторождений и кислотные составы КСПЭО-2 и КСПЭО-2М для карбонатных коллекторов. Фильтрация флюидов проводилась на установке УИПК с использованием единичных образцов керна.

7.1. Технология проведения и результаты работ по интенсификации притоков нефти из продуктивных карбонатных отложений нижнего девона, выполненных на месторождениях Варандей-Адзьвинской структурной зоны

Практически все соляно-кислотные обработки скважин на месторождениях Варандей-Адзьвинской зоны дали хороший результат, наиболее высокие результаты были получены на Северо-Сарембойском и Мядсейском нефтяных месторождениях.

Исследования по влиянию НС1 и КСПЭО-2 на свойства нефти проводили на смесях, образованных равными объемами нефти и соляной кислоты (или КСПЭО-2) при энергичном встряхивании в течение 20-30 сек.

По результатам исследований следует, что при контакте 12%-ной НС1 и нефти Тобойского месторождения образуется умеренно нефтекислотная вязкая эмульсия, вязкость которой устойчива во времени. А более вязкая нефть Варандейского месторождения образует с 12%-ной НС1 высоковязкую уплотняющуюся эмульсию.

Таким образом, проведенные лабораторные исследования по изучению совместимости соляной кислоты и состава КСПЭО-2 с нефтью Тобойского и Варандейского месторождений, показали, что 12 %-ная соляная кислота характеризуется высоким межфазным натяжением на границе с нефтью; образует стойкие эмульсии с нефтью; не разрушает водонефтяную эмульсию, а напротив, приводит к возрастанию ее вязкости в 10 раз; образует высоковязкие эмульсии с нефтью в присутствии фильтрата бурового раствора.

Полученные результаты позволяют рекомендовать применение кислотного состава КСПЭО-2 для проведения работ по интенсификации притока нефти из нефтедобывающих скважин с карбонатными коллекторами на Мядсейском месторождении.

7.2. Воздействие кислот и разглинизаторов на глинистую корку, образуемую буровым раствором, и влияние фильтрата бурового раствора на взаимодействие нефти с кислотными реагентами по результатам лабораторных исследований.

В связи с тем, что продуктивные пласты на Мядсейском месторождении расположены па больших глубинах (до 4000 м и более) и имеют аномально высокие пластовые давления, вскрытие их в процессе бурения осуществляется с использованием буровых растворов с высокой плотностью, содержащих значительные количества твердой фазы (глинопорошок, утяжелитель и т.п.). В процессе фильтрации такого раствора на стенках скважины образуется корка толщиной несколько миллиметров, которая должна быть разрушена и удалена в процессе освоения скважины после бурения.

С целью подбора химреагента, обеспечивающего разрушение глинистой корки, было изучено ее взаимодействие с соляной кислотой 12%-ной концентрации, составом КСПЭО-2 и раствором реагента-разглинизатора (гипохлорит натрия).

В результате исследований установлено, что воздействие раствора гипохлорита натрия на корку не вызывает ее разрушения. В течение 24 часов наблюдается только дробление фрагмента корки на несколько более мелких кусков.

При воздействии на корку реагентов кислотного характера (НС1, КСПЭО-2) корка полностью разрушается на мелкодисперсный осадок.

С целью установления влияния фильтрата бурового раствора на взаимодействие нефти и кислотных реагентов было исследовано взаимодействие фильтрата бурового раствора с нефтями в присутствии соляной кислоты и состава КСПЭО-2.

Проведенное исследование показывает, что использование состава КСНЭО-2 позволяет в значительной степени предотвратить кольматацию ПЗП при освоении скважин продуктами взаимодействия фильтрата бурового раствора, нефти и кислоты и продуктов ее нейтрализации.

Таким образом, воздействие как соляной кислоты, так и КСПЭО-2 на глинистую корку, образуемую при фильтрации бурового раствора, приводит к ее эффективному разрушению и диспергированию на мелкие частицы глины и утяжелителя размером 0,0030,01 мм. В связи с тем, что соляная кислота образует высоковязкие эмульсии с нефтью и фильтратом бурового раствора, разрушение глинистой корки рекомендуется проводить путем солянокислотной ванны составом КСПЭО-2 с последующим удалением продуктов взаимодействия из скважины промывкой раствором хлористого кальция.

7 3. Подбор рецептуры кислотного раствора и оценка его действия на увеличение проницаемости нефтенасыщенного керна

Фильтрация флюидов проводилась на установке УИПК (при давлениях 2,0-4,0 МПа) с использованием единичных образцов керна по методике:

- фильтрация пластовой воды с определением проницаемости Кпр1.

- фильтрация состава КСПЭО-2, стабикара с определением Кпр2. Эффективность обработки керна химреагентами оценивалась по проницаемости.

Фильтрационная способность исследуемых образцов керна очень ограничена.

Отобранные образцы кернового материала подтвердили их низкие коллекторские свойства. Полное отсутствие фильтрации при высоких давлениях характеризует исследованный интервал пласта как неколлектор, что подтверждают данные обработки и интерпретации каротажного материала этой скважины.

Следует отметить, что даже в сложных образцах фильтрация КСПЭО-2 проведена с положительным результатом, что позволяет рекомендовать состав КСПЭО-2 к промысловым испытаниям на скв. 47 Мядсейского месторождения по предложенной технологии.

Состав ТКС-2 обладает пониженной скоростью реакции и может быть использован для интенсификации добычи нефти в низкопроницаемых коллекторах. Так как внешней

фазой состава ТКС-2 является углеводородная жидкость, то его применение целесообразно после удаления из пласта фильтрата бурового раствора.

7.4. Обоснование технологии кислотного воздействия па пласт на примере Мядсейского месторождения

По результатам каротажа на Мядсейском месторождении принята модель трещиноватого коллектора с горизонтальной трещиноватостыо.

При плотности бурового раствора 1,89 г/см3 и дополнительном гидродинамическом давлении, возникающем при спуске бурового инструмента в скважину, забойное давление будет близко к горному, что приводит к глубокой кольматации трещин.

Одним из методов деколъматации трещин является создание мгновенной глубокой депрессии на пласт. Такая депрессия создастся при прокачке через свободный конец 11КТ на забое скважины воздушной "пробки" газа.

При выборе кислотного состава необходимо учитывать совместимость реагентного состава с флюидами пласта (нефтью, водным фильтратам бурового раствора), а также составом пород. Исходя из лабораторных исследований, лучшую совместимость флюидами пласта показал состав КСПЭО-2. Поэтому он рекомендуется для кислотного воздействия на пласт. При закачке кислоты в пласт следует защитить обсадную колонну от высокого давления.

7.5. Результаты опытно-промысловых испытаний применения состава КСПЭО-2

На Мядсейском месторождении из известняков, характеризующихся горизонтальной трещиповатостыо, низкими коллекторскими свойствами и аномально высокими пластовыми давлениями был получен приток нефти 1,2 мЗ/сут. С целью интенсификации добычи нефти были проведены опытно-промысловые испытания составом КСПЭО-2, в результате которых дебит скважины составил 709 м /сут. нефти.

7.6. Взаимодействие нефти с соляной кислотой и кислотным составом КСПЭО-2 на примере Мядсейского месторождения

На Мядсейском месторождении проба нефти была дополнительно исследована на совместимость с 12%-ной соляной кислотой и кислотным составом КСПЭО-2.

Анализ полученных результатов показал, что 12%-ная соляная кислота образует с нефтью промежуточный слой эмульсии, вязкость нефти после отделения от кислоты возрастает на 52%.

Состав КСПЭО-2 не образует эмульсии с исследованной нефтью, вязкость нефти после отделения от КСПЭО-2 возрастает незначительно.

Смесь КСПЭО-2 с нефтью без остатка фильтруется через сито с ячейкой 0,318 мм в отличие от смеси соляной кислоты с нефтью, при фильтрации которой на сите остаются сгустки и хлопья.

Проведенные исследования с использованием нефти с Мядсейского месторождения подтвердили преимущество кислотного состава КСПЭО-2 перед соляной кислотой.

Таким образом, в результате проведения работы установлено, что:

1. Проведен анализ результатов кислотного воздействия на ПЗП 37 скважин нефтяных месторождений Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Обработки проведены соляной кислотой в период освоения скважин.

2. Произведено лабораторное моделирование солянокислотной обработки на образцах керна для карбонатов нижнего дезона. Выполненные методические рекомендации по технологии проведения привели к положительному эффекту на всех скважинах Варандсй-Адзьвинской зоны.

3. Проведены лабораторные исследования по адаптации кислотного состава КСПЭО-2 к условиям скважины №47 Мядсейского месторождения. Сравнительный анализ воздействия соляной кислоты и состава КСПЭО-2 на нефть, нефтяные эмульсии, буровой раствор показал преимущества КСПЭО-2. В отличие от соляной кислоты, состав КСПЭО-2 не образует эмульсий с нефтью и фильтратом бурового раствора, разрушает водонефтяные эмульсии. Глинистая корка, образованная при фильтрации бурового раствора, при воздействии КСПЭО-2 разрушается и диспергируется на мелкие частицы глины и утяжелителя размером 0,003- 0,01 мм, которые затем удаляются из скважины промывкой пластовой водой.

4. Лабораторные исследования по совместимости изученных нефтей с соляной кислотой подтвердили тезис о способности соляной кислоты образовывать высоковязкие нефтекислотные эмульсии как с самими нефтями и их моделями, так и в присутствии фильтрата бурового раствора, пластовой воды, являющимися кольматантами призабойной зоны пласта. Соляная кислота не разрушает водонефтяные эмульсии.

5. Оценены фильтрационно-емкостные свойства образцов известняков, отобранных из интервалов пласта, входящих в интервал предполагаемой кислотной обработки, на установке УИПК. Обработка составом КСПЭО-2 и растворителями образцов с низкими коллекторскими свойствами позволила улучшить фильтрационные характеристики и повысить проницаемость образцов для нефти и воды.

6. Обоснована технология кислотного воздействия составом КСПЭО-2 на продуктивный пласт при освоении скважины №. 47. Выданы рекомендации поэтапного воздействия на продуктивный пласт растворителями, КСПЭО-2, нефтью.

7. Проведены опытно-промысловые испытания технологии с использованием КСПЭО-2 с положительным технологическим эффектом. После обработки скважина пущена в эксплуатацию с дебитом 709 м3/сут. нефти (штуцер 8 мм), что позволяет рекомендовать использование состава КСПЭО-2 па проблемных объектах месторождений Ненецкого автономного округа.

8. На основании анализа результатов кислотных обработок скважин Тобойского месторождения и лабораторных исследований по адаптации кислотных составов серии КСПЭО рекомендуется:

• проводить кислотные обработки добывающих скважин, скважин, находящихся в консервации и выводимых из бурения модифицированным составом КСПЭО-2;

• перед проведением кислотных обработок вновь пробуренных скважин необходимо оценивать способность КСПЭО-2 разрушать глинистую корку бурового раствора и фильтрат бурового раствора;

• в связи с высоким содержанием асфальтенов и смол (более 20%) в составе нефтей перед кислотным воздействием КСПЭО-2М проводить тщательную очистку НКТ от АСПО растворителями, содержащими ароматические углеводороды;

• ввести в технологический цикл кислотной обработки предварительную операцию, заключающуюся в проведении динамической кислотной ванны с целью удаления с НКТ продуктов коррозии и растворения солей, привносимых из пласта, в добывающих скважинах и разрушения последствий действия бурового раствора в осваиваемых.;

• • на скважинах с низкими коллекторскими свойствами увеличить расход КСПЭО-2М до 0,5-1 м3/м нефтенасыщенной толщины пласта;

• после кислотного воздействия работы по вызову притока проводить без выдержки на реакцию с удалением из ПЗП продуктов реакции.

Заключение

Проведенное исследование позволяет сделать следующие основные выводы:

1. Уточнена ресурсная база верхнеордовикско-нижнедевонского

нефтегазоносного комплекса Варандей-Адзьвинской НТО.

2. Проведенная литофизическая характеристика коллекторов и покрышек позволяет с учетом приуроченности объектов к тем или иным условиям осадконакопления и структурно-тектоническим условиям наметить зоны развития улучшенных коллекторов.

3. Показана необходимость дифференцированно подхода к изучению структуры пустотного пространства и процессов ее формирующих, что предусматривает проведение детальных литологических исследований с широким применением современной оптической техники. При прогнозировании емкостных свойств карбонатных пород необходимо проведение фациальных реконструкций, что диктуется необходимостью установления связей между современным обликом пород и первоначальными особенностями осадков.

4. В результате изучения типов резервуаров и закономерностей их распространения по площади и разрезу установлено, что наиболее перспективными территориями для поисков залежей нефти являются зоны развития карбонатных нижнедевонских коллекторов, ловушек антиклинального и стратиграфически экранированного типов, то есть восточная часть Хорейверской впадины, юг вала Сорокина.

5. Показана необходимость применения комплекса современных методов изучения карбонатных коллекторов сложного строения в пределах территории Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области.

6. По данным анализа керна в отложениях нижнедевонского карбонатного комплекса выявлено два основных типа коллекторов: трещинный и смешанный (трещинно-порово-каверновый).

7. Установлено, что применение технологий повышения нефтеотдачи пластов и подбор рецептур кислотных составов при освоении скважин месторождений Варандей-Адзьвинской структурной зоны является основой интенсификации притоков нефти, стабильности работы скважин и сохранения постоянных темпов отбора на месторождениях.

8. На основании анализа результатов кислотных обработок скважин и лабораторных исследований по адаптации кислотных составов серии КСПЭО рекомендуется проводить кислотные обработки добывающих скважин, скважин, находящихся в консервации и выводимых из бурения, модифицированным составом КСПЭО-2;

9. Анализ результатов применения технологий повышения нефтеотдачи пластов и подбор рецептур кислотных составов для освоения скважин и интенсификации притоков нефти на месторождениях Варандей-Адзьвинской структурной зоны обеспечивает стабильность работы эксплуатационных скважин и сохранение постоянных темпов отбора.

10. Изучение закономерностей формирования и распространения резервуаров для нефти в верхнеордовикско-нижнедевонском карбонатном комплексе Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области позволило выявить и закартировать зоны развития улучшенных коллекторов в нижнее-, верхнесилурийских и нижнедевонских отложениях и в соответствии с их расположением наметить основные направления проведения геологоразведочных работ.

Список опубликованных работ:

1. Резервуары для нефти нетрадиционного типа верхнеордовикско-нижнедевонского карбонатного комплекса северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. В сборнике статей «Возобновляемые источники энергии и нетрадиционные источники углеводородного сырья. Подготовка и освоение», Санкт-Петербург, 2003. - С. 222-226. (Соавтор).

2. Прогноз зон развития улучшенных коллекторов в среднеордовикско-нижнедевонском комплексе Печоро-Баренцевом орского региона. В сб.: Тез. докл. Международной научно-практической конференции «Настоящее и будущее сырьевой базы морской нефтегазовой промышленности России», Санкт-Петербург, 2004. - С. 25-26. (Соавтор).

3. Ресурсная база Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области. В сб.: Тез. докл. Международной научно-практической конференции «Стратегия развития и освоения сырьевой базы основных энергоносителей в России», С-Пб., 2004. - С. 88 - 8 9 (Соавтор).

Подписано к печати ¡¿./ .ОПРе-ЛА-2004 г. Закл .. Тир. 100. Объем 1,5 уч. изд. л.

Ризограф, С-Петербург, ул. Пестеля, 11.

¥-93

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Чимбулатов, Феликс Маратович

Список рисунков.

Список таблиц.

Введение.

Глава 1 Геологическое строение Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области и нефтегазоносность верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса.

1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.

1.2. Тектоническое строение.

1.3. Нефтегазогеологическое районирование и нефтегазовый потенциал верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области.

1.3.1. Нефтегазогеологическое районирование.

1.3.2. Нефтегазоносные комплексы Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области.

1.3.3. Ресурсная база Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области.

Глава 2 Состояние изученности верхнеордовикско-нижнедевонского карбонатного комплекса севера Тимано-Печорской провинции.

Глава 3 Фациальная характеристика и условия формирования верхнеордовиксконижнедевонского комплекса.

3.1. Фациальная характеристика.

3.2. Условия формирования верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса.

Глава 4 Методические основы изучения, выделения и оценки карбонатных коллекторов сложного строения.

4.1. Сейсмические методы.

4.2. Методы скважинной геофизики-методы ГИС.

4.2.1. Метод короткоживущих изотопов и его применение для выделения коллекторов.

4.2.2. Методы выделения и оценки карбонатных коллекторов по данным РК, АК и керна.

Глава 5 Закономерности формирования и распределения коллекторов в верхнеордовикско-нижнедевонском комплексе Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области.

5.1. Литофизическая характеристика коллекторов и покрышек.

5.2. Генезис и факторы, влияющие на формирование и сохранение пустотного пространства коллекторов.

5.3. Модели строения карбонатных коллекторов.

5.4. Закономерности распределения коллекторов в верхнеордовикско-нижнедевонском комплексе.

Глава 6 Прогноз зон развития улучшенных коллекторов в верхнеордовикско-нижнедевонском комплексе Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области, методика и направления геологоразведочных работ.

6.1. Верхнеордовикские отложения.

6.2. Нижнесилурийские отложения.

6.3. Верхнесилурийские отложения.

6.4. Нижнедевонские отложения.

Глава 7 Анализ результатов применения технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях Варандей-Адзьвинской структурной зоны.

7.1. Технология проведения и результаты работ по интенсификации притоков нефти из продуктивных карбонатных отложений нижнего девона, выполненных на месторождениях Варандей-Адзьвинской структурной зоны.

7.2. Воздействие кислот и разглинизаторов на глинистую корку, образуемую буровым раствором, и влияние фильтрата бурового раствора на взаимодействие нефти с кислотными реагентами по результатам лабораторных исследований.

7.3. Подбор рецептуры кислотного раствора и оценка его действия на увеличение проницаемости нефтенасьпценного керна.

7.4. Обоснование технологии кислотного воздействия на пласт на примере Мядсейского месторождения.

7.5. Результаты опытно-промысловых испытаний применения состава КСПЭО-2.

7.6. Взаимодействие нефти с соляной кислотой и кислотным составом КСПЭО-2 на примере Мядсейского месторождения.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Закономерности формирования и распределения коллекторов в Верхнеордовикско-Нижнедевонском карбонатном комплексе для выявления зон нефтегазонакопления Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области"

Актуальность темы: На современном этапе развития нефтедобывающей промышленности карбонатные породы являются одним из важнейших объектов прироста запасов углеводородного сырья во многих нефтегазоносных регионах страны, и в том числе, в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП).

Освоение этих ресурсов усложняется специфическими особенностями резервуаров карбонатного типа — высокой степенью неоднородности фильтрационно-емкостных свойств карбонатных пород, сложным строением их пустотного пространства, широким развитием погребенных ловушек, особенно рифогенных, повышенной ролью трещиноватости в формировании их коллекторских свойств. Все это затрудняет выделение коллекторов в разрезе традиционными промыслово-геофизическими методами.

В последнее десятилетие многочисленными работами внесен важный вклад в теоретические и методические основы прогнозирования нефтегазоносности карбонатных отложений. Доказано, что для этой цели должны быть использованы в комплексе материалы по литологии, палеогеографии, тектонике и палеотектонике, палеогеоморфологии, петрофизике, гидродинамике, современные методы полевой и промысловой геофизики, то есть при изучении карбонатных коллекторов необходим системный подход.

В работе рассматривается верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный комплекс Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области (ВА НГО), где открыт целый ряд нефтяных месторождений.

Учитывая, что в пределах ВА НГО более 40% начальных суммарных ресурсов (НСР) и около 35% запасов нефти приурочены именно к этому нефтегазоносному комплексу (НТК) отложений, выяснение закономерностей формирования и распределения резервуаров для нефти представляется чрезвычайно важным. Именно этим и определяется актуальность представленной работы.

Цель работы: Определение закономерностей формирования, и распределения резервуаров для нефти в верхнеордовикско-нижнедевонском карбонатном комплексе Варандей-Адзьвинской НГО для прогноза зон улучшенных коллекторов и выбора направлений геологоразведочных работ.

Основные задачи:

1. Изучение сложных коллекторов верхнего ордовика - нижнего девона Варандей-Адзьвинской НГО.

2. Определение условий формирования карбонатных пород-коллекторов верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса.

3. Литофизическая характеристика коллекторов и покрышек.

4. Совершенствование методических основ изучения и выделения карбонатных коллекторов сложного строения, повышение продуктивности.

5. Выявление факторов, влияющих на генезис и закономерности размещения коллекторов по площади и разрезу.

6. Выбор направлений геологоразведочных работ в Варандей-Адзьвинской НГО в верхнеордовикско-нижнедевонском карбонатном комплексе.

1. Анализ результатов применения технологии повышения нефтеоотдачи на месторождениях Варандей-Адзьвинской НГО.

Научная новизна:

1. Выявлены закономерности формирования и распространения пород-коллекторов по площади и разрезу.

2. Обоснована модель строения карбонатных коллекторов верхнеордовикско-нижнедевонских отложений и предложены методы их изучения.

3. Разработана программа развития геологоразведочных работ и воспроизводства углеводородных ресурсов в пределах Варандей-Адзьвинской НГО

Практическая значимость;

1. Выявлены и закартированы зоны развития улучшенных коллекторов в верхнеордовикско-нижнедевоиском НТК Варандей-Адзьвинской НГО.

2. Усовершенствованы методы изучения карбонатных коллекторов сложного строения, что позволило обосновать модели строения сложных коллекторов, выявить закономерности их распределения по площади и разрезу, добиться увеличения интенсификации притоков нефти по скважинам.

3. Проведено уточнение ресурсной базы и ее структуры в пределах Варандей-Адзьвинской НГО, позволившее дифференцировать территорию по перспективности.

Защищаемые положения:

1. Проведенные литофациальные реконструкции и детальные литологические исследования дают возможность установить закономерности распределения зон развития улучшенных коллекторов в верхнеордовикско-нижнедевонском карбонатном комплексе, приуроченных к внутриплатформенным органогенным постройкам в отложениях нижнего девона, выделить зоны нефтегазонакопления в пределах Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области.

2. Создание литофизической модели строения сложных коллекторов и покрышек верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса района исследований в сочетании с их приуроченностью к условиям осадконакопления и тектонической позиции позволяет выделить зоны их развития и установить наличие трех типов коллекторов: поровые, «вертикально неоднородные» и коллекторы по модели Уорена-Рута.

3. Применение современных технологий солянокислотной обработки скважин (на основе состава КСПЭО-2) позволяет добиться интенсификации притоков из карбонатных коллекторов сложного строения верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса и значительно повысить продуктивность скважин.

Апробация работы: Основные положения диссертации опубликованы в печатных работах, неоднократно докладывались на международных, всероссийских и республиканских научных конференциях и семинарах: (Первая научно-практическая Международная Конференция «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и возобновляемые источники энергии», 2002; Международная научно-практическая Конференция «Настоящее и будущее сырьевой базы морской нефтегазовой промышленности России», Санкт-Петербург, 2004), нашли отражение во многих научно-исследовательских и производственных отчетах.

Фактический материал. В основу диссертационной работы положены результаты многолетних исследований автора по изучению геологии и нефтегазоносности территории ТПП, в том числе Варандей-Адзьвинской НТО. Собраны и обработаны, геолого-геофизические материалы: результаты бурения и геофизических работ, научные исследования по территории ТПП, проводимые в разное время ГГП «Ухтанефтегазгеология», ТП НИЦ, ВНИГРИ, ПечорНИПИнефть, «Севергеофизика» и др.

Структура работы. Работа общим объемом страниц состоит из введения, семи глав и заключения, списка использованных источников из 90 наименований, 42 рисунков, 31 таблицы. Выполнена под руководством кандидата геолого-минералогических наук, академика РАЕН С.И. Сирыка, которому автор выражает свою благодарность за постоянную помощь, внимание и поддержку. Автор также благодарен сотрудникам ВНИГРИ В.Н. Макаревичу, Н.В. Танинской, О.М. Прищепе, Ю.И. Зытнеру, А.А. Отмасу. Автор выражает глубокую благодарность доктору геолого-минералогических наук В.Г. Топоркову, кандидатам геолого-минералогических наук В.И. Дузину, B.C. Винниковскому и О.В. Постниковой за помощь, тщательный просмотр рукописи и ценные замечания в процессе подготовки диссертационной работы. Творческие контакты с ними, а также с доктором геол.-мин. наук А.В. Постниковым, кандидатом геол.-мин. наук Е.В. Постниковым, начальником ГУ ОАО «Архангельскгеолдобыча» Б.И. Рапопортом оказали большое влияние на направление исследований. Автор выражает признательность главному геологу ЗАО «Севергеолдобыча» С.А. Мурзину, гл. геологу ЗАО «Колвагеолдобыча» А.В. Фирсову, начальнику ОР ООО «Нарьянмарнефтегаз» Д.В. Вакурину, геологу ЗАО «Севергеолдобыча» С.А. Жигулиной, к. т. н. С.Ю. Рудаковской, инженеру ОР ЗАО «ЛУКОЙЛ-СЕВЕР» Л.А. Ивановой, которые способствовали проведению исследований по теме диссертации.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Чимбулатов, Феликс Маратович

Результаты исследования скважины п/п 0 шт., мм Время, раб.час. Давление, МПа Дебит, м"7сут. Тпл., °с Глубин а замера, м.

Рбуф. р * затр. Рзаб. Рщ1. дР нефт ь плас т. вода газ

1 - 44 Очистка скважины

2 6,0 60 1,0 1,2 27,6 - 7,115 53,8 нет н/з +63 3119

3 10,0 29 0,42 0,6 25,0 - 9,795 75,2 нет н/з +63 3119

4 2,0 40 4,8 5,0 н/з - - 16,35 нет н/з +63

5 6,0 39,5 1,0 1,0 27,54 - 7,255 52,4 нет н/з +63 3114

6 20,0 30 0,3 0,3 23,67 - 10,923 92,6 нет н/з +63 3114

7 Статика 142 6,65 6,65 - 34,79 5 - - - +63 3114

Скважина №47

С целью подбора кислотного состава для освоения скв. 47 Мядсейского месторождения было исследовано взаимодействие флюидов месторождений ОАО «Архангельскгеолдобыча» с разработанным в ООО «ПермНИПИнефть» кислотным составом КСПЭО-2, предназначенным для обработки нефтедобывающих скважин в карбонатных коллекторах.

В связи с отсутствием пробы нефти Мядсейского месторождения исследования были проведены с использованием нефти Тобойского месторождения (горизонт ДО. Параллельно изучалось взаимодействие этой нефти с технической ингибированной соляной кислотой 12%-ной концентрации, в связи с тем, что исследованиями, проведенными в ООО «ПермНИПИнефть» на большом количестве нефтей, было показано, что 12%-ная соляная кислота склонна к образованию устойчивых вязких эмульсий с нефтями. При большом содержании железосодержащих примесей в кислоте вязкость нефтекислотных эмульсий возрастает вплоть до полной потери текучести.

Кроме того, продукты реакции кислот в условиях низкопроницаемых коллекторов имеют высокое поверхностное натяжение с породой, а из-за высоких капиллярных сил их трудно удалить из пласта, что влияет на результаты.

В опытах были использованы:

- нефть Тобойского месторождения (скв. 14, горизонт ДО со следующими характеристиками: плотность - 0,824 г/см3, вязкость - 3,56 мПа-с;

- модель пластовой воды Тобойского месторождения плотностью 1,065 г/см с содержанием солей в соответствии с представленными данными о химическом составе воды (таблица 7.5.).

- соляная кислота 11-12%-ной концентрации, приготовленная путем разбавления технической ингибированной соляной кислоты 20-23%-ной концентрации производства АО «Средневолжский завод химикатов». Исходная соляная кислота характеризовалась следующими показателями (таблица 7.6.).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенное исследование позволяет сделать следующие основные выводы:

1., Уточнена ресурсная база верхнеордовикско-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса Варандей-Адзьвинской НГО.

2. Проведенная литофизическая характеристика коллекторов и покрышек позволяет с учетом приуроченности объектов к тем или иным условиям осадконакопления и структурно-тектоническим условиям наметить зоны развития улучшенных коллекторов.

3. Показана необходимость дифференцированно подхода к изучению структуры пустотного пространства и процессов ее формирующих, что предусматривает проведение детальных литологических исследований с широким применением современной оптической техники. При: прогнозировании; емкостных свойств карбонатных пород необходимо проведение фациальных реконструкций, что диктуется необходимостью установления связей между современным обликом пород и первоначальными особенностями осадков.

4. В результате изучения типов резервуаров и закономерностей их распространения по площади и разрезу установлено, что наиболее перспективными территориями для поисков залежей нефти являются зоны развития карбонатных нижнедевонских коллекторов, ловушек антиклинального и стратиграфически экранированного типов, то есть восточная часть Хорейверской впадины, юг вала Сорокина.,

5. Показана необходимость применения комплекса современных методов изучения карбонатных коллекторов сложного строения в пределах территории Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области.

6. По данным анализа керна в отложениях нижнедевонского карбонатного комплекса выявлено два основных типа коллекторов: трещинный и смешанный (трещинно-порово-каверновый).

7. Установлено, что применение технологий повышения нефтеотдачи пластов и подбор рецептур кислотных составов при; освоении скважин месторождений; Варандей-Адзьвинской структурной зоны является основой интенсификации притоков нефти, стабильности работы скважин и сохранения постоянных темпов отбора на месторождениях.

8. На основании анализа результатов кислотных обработок скважин и лабораторных исследований по адаптации кислотных составов серии КСПЭО рекомендуется проводить кислотные обработки добывающих скважин, скважин, находящихся в консервации и выводимых из бурения, модифицированным составом КСПЭО-2;

9. Анализ результатов применения технологий повышения нефтеотдачи пластов и подбор рецептур кислотных составов для освоения скважин и интенсификации притоков нефти на месторождениях Варандей-Адзьвинской структурной зоны обеспечивает стабильность работы эксплуатационных скважин и сохранение постоянных темпов отбора.

10. Изучение закономерностей формирования и распространения резервуаров для нефти в верхнеордовикско-нижнедевонском карбонатном комплексе Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области позволило выявить и закартировать зоны развития улучшенных коллекторов в нижнее-, верхнесилурийских и нижнедевонских отложениях и в соответствии с их расположением наметить основные направления проведения геологоразведочных работ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Чимбулатов, Феликс Маратович, Санкт-Петербург

1. Анализ недропользования в Республике Коми (Раздел «Нефть и газ»). / Л.3.Аминов, Г.И.Андреев, А.П.Боровинских, В.И.Гайдеек и др.— Ухта: ТП НИЦ, 2000. 117 с.

2. Антошкина А.И. Рифы в палеозое Печорского Урала. СПб.: Наука, 1994. —154 с.

3. Антошкина А.И. Палеозойские рифы Печорского Урала и сопредельных областей. / Автореферат на соискание ученой степени доктора геол.-минер. наук, Сыктывкар, 1999, С.34.

4. Безносова Т.М. Биостратиграфия и брахиоподы силура Европейского Северо-Востока России, СПб. Наука. 1994. 128 с.

5. Беляева Н.В., Корзун А.Л., Петрова Л.В. Модель седиментации франско-турнейских отложений на севере-востоке европейской платформы (в связи с формированием рифовых резервуаров). С-Пб, Наука, 1998. 154 с.

6. Белонин М.Д., Григоренко Ю.Н., Соболев B.C. Нефтегазовый потенциал северных и дальневосточных морей России и проблемы его освоения // Разведка и охрана недр, 1999, №2, С. 24-27.

7. Беляева Н.В. Модель седиментации франско-турнейских отложений на севере-востоке европейской платформы. / Автореферат на соискание ученой степени доктора геол.-минер. наук, М., 2000. 50 с.

8. Боровинских А.П. Нефтегазовый комплекс Республики Коми: современное состояние, направления развития / Автореф. на соиск. уч степ, доктора геол.-минер наук, Санкт-Петербург, 2003. 58 с.

9. Варсонофьева В. А. Тектоника (Урал, Пай-Хой, Тиман и Печорская низменность). / В кн. Геология СССР. Т. 2. Архангельская, Вологодская области и Коми АССР. Ч. 1. Геологическое описание. М.: Госгеолотехиздат, 1963, С. 791-886.

10. Верба М.Л., Иванова Н.М. Перспективный в нефтегазоносном отношении нижнепалеозойский комплекс осадочного чехла Баренц, шельф. Плиты // Разведка и охрана недр, 2000, №12, С. 30-34.

11. Вискунова К.Г. Сейсмостратиграфия и перспективы нефтегазоносности ордовикско-нижнедевонского карбонатного комплекса Тимано-Печорской провинции / Автореферат на соискание ученой степени, кандидата геол.-минер. наук, СПб, 1997. 19 с.

12. Геология природных углеводородов Европейского севера России / Л.А.Анищенко, Л.З.Аминов, В.А.Дедеев и др. Сыктывкар, 1994.

13. Гецен В.Г. Строение фундамента Северного Тимана и полуострова Канин. Л.: Наука, 1975.-144 с.

14. Дедеев В.А., Тимонин Н.И. Тектоническая эволюция русской плиты в фанерозое // Геология и полезные ископаемые Европейского северо-востока СССР, тр. Инст. геологии Коми филиала АН СССР, вып.44, Сыктывкар, 1983, С. 36-38.

15. Дембовский Б.Я., Дембовская З.П., Клюжина М.Л., Наседкина В.А. Ордовик Приполярного Урала. Геология, литология, стратиграфия. — Свердловск: УрО АН СССР, 1990.-208 с.

16. Жемчугова В.А. Карбонатные комплексы палеозоя Печорского нефтегазоносного бассейна (строение, условия формирования, прогноз природныхрезервуаров). / Автореферат на соискание ученой степени доктора геол.-минер. наук, С-Пб, 2000.-43 с.

17. Ископаемые органогенные постройки, рифы, методы их изучения и нефтегазоносность, М.,Наука, 1975.-235 с.

18. Креме А.Я., Вассерман Б.Я., Матвиевская Н.Д. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М.: Недра, 1974. - 336 с.

19. Креме А.Я. История советской геологии нефти и газа. М., «Недра», 1964.379 с.

20. Кушнарева Т.И., Рассказова Н.Б. Ордовик Печорской синеклизы. Изв. АН СССР, сер. геол., №6, 1977, С. 81-92.

21. Макаревич В.Н., Бакланов Э.Д., Удот Г.Д., Холодилов В.А. Сложнопостроенные ловушки Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Тр. ВНИГРИ: Условия формирования ловушек неантиклинального типа на севере европейской части СССР. Л., 1984, С. 5-16.

22. Макаревич В.Н., Богацкий В.И., Анищенко Л.А., Данилевский С.А. Зоны нефтегазонакопления Тимано-Печорской провинции // Закономерности формирования скоплений нефти и газа в платформенных нефтегазоносных провинциях СССР. Ленинград, 1985, С. 83-92.

23. Макаревич В.Н. Тектоно-геодинамические закономерности нефтегазоносности платформенных структур. / Автореф. на соиск. уч степ, доктора геол.-минер наук, Минск, 1996.-62 с.

24. Мартынов А.В. Литолого-фациальные критерии прогноза нефтегазоносности ордовикско-нижнедевонских отложений Тимано-Печорской провинции. / Автореф. на соиск. уч. степ. канд. геол.-мин. наук. СПб, 1998. 27 с.

25. Мартынов А.В. Литолого-фациальные и палеотектонические критерии прогноза нефтегазоносности ордовикско-нижнедевонских отложений Тимано-Печорской провинции. // Мат. XIII Геол. съезда Республики Коми, Сыктывкар, т.3,1999, С. 81-84.

26. Мельников С.В. Конодонты нижнего палеозоя Тимано-Североуральского региона. // Биостратиграфия нефтегазоносных бассейнов, СПб, 1997, С. 151-158.

27. Мельников С.В. Конодонты ордовика и силура Тимано-Североуральского региона, СПб, 1999. 136 с.

28. Меннер В.Вл. Литологические критерии нефтегазоносности палеозойских толщ северо-востока Русской платформы. М., Наука, 1989, С. 133.

29. Методические рекомендации по изучению и прогнозу коллекторов нефти и газа сложного типа. // Под ред. М.Х. Булач и Л.Г. Белоновской. Л., ВНИГРИ, 1989. 103 с.

30. Минерально-сырьевой комплекс Республики Коми: проблемы и перспективы развития./ Л.З.Аминов, В.И.Баннов, А.П.Боровинских, Т.Е.Дмитриева и др. Сыктывкар, 1999.-135 с.

31. Научные основы развития поисково-разведочных работ на нефть и газ в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. / В.А.Дедеев, Н.А. Малышев, Л.З.Аминов и др. Сыктывкар, 1987. - 125 с. (АН СССР, Коми фил., Ин-т геол.).

32. Нефтегазовый потенциал и геолого-экономические показатели подготовки и освоения углеводородного сырья Тимано-Печорской провинции / Л.З.Аминов, В.И.Богацкий, А.П.Боровинских, М.Д.Белонин и др. СПб: ВНИГРИ, 1994. - 97 с.

33. Никонов Н.И., Богацкий В.И., Мартынов А.В., Ларионова З.В. и др. Атлас геологических карт «Тимано-Печорский седиментационный бассейн», Ухта, ООО «Региональный дом печати», 2000.

34. Обстановки осадконакопления и фации. // Под ред. X. Рединга. — М., Мир, 1990, т. 1,С. 352; т. 2, С. 384.

35. Оценка перспектив нефтегазоносности Мезенской впадины и выдача рекомендаций по направлению геологоразведочных работ. Каретников Л.Г. (отв. исп.), 1992. - 168 с. Фонды Росвнешгеология.

36. Патрунов Д.К. Рифовые комплексы как функция динамики изменения уровня моря // Секвенсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ (Тез.докл.) -С.-Петербург, 1995, С. 96-97

37. Патрунов Д.К., Нехорошева Л.В. Гребенской горизонт Вайгачско-Новоземельского региона. // Советская геология, 1981, №4, С. 80-85.

38. Патрунов Д.К., Нехорошева Л.В. Методические рекомендации по комплексному литолого-биостратиграфическому исследованию карбонатных отложений. Л.: ПГО Севморгеология, 1983, С. 51.

39. Першина А.И., Филиппова Л.И. Силур и нижний девон Тимано-Печорской провинции, РАН СССР, 1971, №5, С. 1134-1137.

40. Пучков В.Н. Батиальные комплексы пассивных окраин геосинклинальных областей. М., Наука, 1979. 258 с.

41. Рассказова Н.Б., Меннер Вл.В. Горизонты коллекторов в карбонатных толщах ордовика, силура и нижнего девона Тимано-Печорской провинции. // Миграция углеводородов и условия формирования коллекторов нефти. М. Наука, 1982, С. 68-77.

42. Решения Межведомственного стратиграфического совещания по ордовику и силуру Восточно-Европейской платформы. Л., 1987. - 114 с.

43. Решения Межведомственного стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы. Л.,1990. - 57 с.

44. Седиментационные нефтегазоносные бассейны Европейского севера и проблемы их эволюции / В.А. Дедеев, Л.З.Аминов, А.З. Панева и др. // Печорский нефтегазоносный бассейн. Сыктывкар, 1987. - С. 77-94. (Тр. Ин-та геол. Коми фил. АН СССР; Вып. 61).

45. Селлвуд Б.У. Мелководные морские карбонатные обстановки // Обстановки осадконакопления и фации, М., Мир, т. 2,1990, С. 5-73.

46. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления. М., Недра, 1989, С. 294.

47. Сравнительный анализ онтогенеза углеводородов в Печорском и других осадочных бассейнах мира / В.Н.Данилов, Н.А.Малышев, В.А.Скоробогатов, А.П.Боровинских и др. М.: изд-во Академии горных наук, 1999. - 400 с.

48. Структура платформенного чехла Европейского Севера СССР / В.А.Дедеев, В.А.Гецен, Н.А.Запорожцева и др. Л.: Наука, 1982. 200 с.

49. Танинская Н.В. Фациальные модели карбонатных и терригенно-карбонатных отложений силура и девона Оленьей площади Тимано-Печорской провинции // Низкопористые породы-коллекторы и их роль при оценке нефтегазоносности. Л., 1991, С. 117-130.

50. Танинская Н.В. Условия образования и закономерности размещения карбонатных коллекторов нижнего палеозоя Хорейверской нефтеносной области Тимано-Печорской провинции. / Автореф. на соиск. уч. степ. канд. геол.-минер. наук, С-Пб, 1993. — 25 с.

51. Танинская Н.В., Лазарев Д.К., Вискунова К.Г. Секвенсстратиграфия верхнеордовикско-силурийских карбонатных отложений Тимано-Печорской провинции. // Биостратиграфия нефтегазоносных бассейнов, С-Пб, 1995, С. 190-195.

52. Танинская Н.В. Условия формирования отложений верхнего ордовика и нижнего силура севера Тимано-Печорской провинции. // Вопросы совершенствования стратиграфической основы фанерозойских отложений нефтегазоносных регионов России. СПб, 1997, С. 15-23.

53. Танинская Н.В., Коц В.Г. Секвенсстратиграфический анализ отложений ордовика, силура и нижнего девона Тимано-Печорской провинции. // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений, т. 2, СПб, 1999, С. 151-155.

54. Тектоника Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (объяснительная записка к «Структурно-тектонической карте Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции» м-ба 1:1 ООО ООО). Сыктывкар, 1989. - 28 с.

55. Тихомиров С.В. Этапы осадконакопления девона Русской платформы. М., Недра, 1967.-268 с.

56. Топливно-энергетическая база Европейского Северо-Востока СССР / В.А.Дедеев, Л.3.Аминов, Л.А.Анищенко и др. Сыктывкар, 1991. — 304 с. (Коми науч. центр УрО АН СССР, Ин-т геологии).

57. Топорков В.Г., Костин Ю.И. (ВНИГИК). Применение методов короткоживущих изотопов в открытом стволе для выделения эффективных толщин. / Сб. «Петрофизика коллекторов нижнего палеозоя Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции». Тверь, 1995.

58. Топорков В.Г. (ВНИГИК). Роль вторичной доломитизации в формировании емкостных свойств коллекторов нижнедевонского карбонатного комплекса. / Сб. «Петрофизика коллекторов нижнего палеозоя Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции». Тверь, 1995.

59. Топорков В.Г. Особенности петрофизического обоснования интерпретации ГИС в низкопоровых неоднородных разрезах. НПО «Союзпромгеофизика». Оперативная интерпретация материалов ГИС: состояние, проблемы, пути повышения эффективности. Тверь, 1990, С. 85-87.

60. Уилсон Дж.Л. Карбонатные фации в геологической истории. М.: Недра, 1980. -463 с.

61. Цзю З.И. Основные черты тектонического развития Тимано-Печорской провинции. — В кн.: «Геология нефти и газа Северо-Востока европейской части СССР». Вып. 1. М.: Недра, 1964, С. 3-25.

62. Юрьева З.П. . Строение и нефтегазоносность девонских подцоманиковых отложений северо-востока Тимано-Печорской провинции. / Автореф. на соиск. уч. степ, канд. геол.-минер. наук, М., 1991. 16 с.

63. Report No Ер 95-1164. Timan-Pechora Sedimentary Basin. Ukhta, 1995.

64. Taninskaya, N.V., Kots, V.G. Characteristics of carbonate reservoirs in Lower Paleozoic formations of Timan-Pechora carbonate platform, Russia // Nordic Petroleum Technology Series Y (2), Copenhagen, Denmark, 2001, p. 219-243.

65. Toporkoy V. G., Orlov L. I. Laboratory Investigations of Compound Low Porosity Carbonate Reservoirs, SPWLA, Fifteenth European Formation Evaluation Symposium, May 5-7, 1993, Stavanger, Norway, p. D 1.

66. The Timan-Pechora oil and gas basin: Geological structure, hydrocarbon potential. VNIGRI / AAPG Regional international conferense. StPetersburg, 2001, 07-2 / M.D.Belonin, V.N.Makarevich, O.M.Prischepa, A.P.Borovinskikh.