Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Геологическая характеристика нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усинского нефтяного месторождения 10
1.1 Общие сведения о месторождении 10
1.2 Геолого-геофизическая изученность 11
1.3 Стратиграфия 15
1.4 Тектоника 25
1.5 Нефтегазоносность 28
ГЛАВА 2 Обоснование рационального комплекса исследований 32
2.1 Комплекс исследований для создания предварительной геологической модели 34
2.1.1 Анализ шлифов и керна 34
2.1.2 Дистанционные методы 37
2.1 3 Полевые геофизические методы 39
2.1.4 Скважинные геофизические методы 41
2.1.5 Анализ данных работы скважин во времени 43
2.2 Комплекс детализационных исследований для создания уточненной геолоіической модели 46
2.2.1 Полноволновое моделирование акустических параметров среды 48
2.2.2 Выделение по данным НВСП в разрезе нижнепермско-среднекаменноугольных отложений геологических объектов различного генезиса 50
2.2.3 Определение азимута субвертикальной трещи но ватости по результатам комплексной интерпретации данных ГИС и НВСП 51
ГЛАВА 3 Основные геологические факторы неоднородности коллекторских свойств карбонатных отложений 54
3.1 Типы фациальных обстановок осадконакопления раннепермско-среднекаменноуюльных отложений 55
3.2 Изучение результатов деятельности вторичных геологических процессов для построения предварительной геологической модели залежи (без учета данных НВСП и ХМАК) 61
ГЛАВА 4 Уточнение геологической модели нижнепермско- среднекаменном ольной залежи Усинской о месторождения с применением расширенного комп екса исследований 65
4.1 Полноволновое моделирование акустических параметров среды 65
4.2 Определение азимута субвертикальной тре щи но ватости по результатам комплексной интерпретации данных ГИС и НВСП 73
4.3 Применение метода НВСП в комплексе с промысловыми и геофизическими исследованиями для уточнения геологической модели залежи 75
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 150
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 152
- Геолого-геофизическая изученность
- Анализ шлифов и керна
- Типы фациальных обстановок осадконакопления раннепермско-среднекаменноуюльных отложений
Введение к работе
Современное состояние нефтегазодобывающей ограсли нашей страны
сіавиі комплексные задачи детального геологического моделирования внутреннего строения все более сложных природных объектов Большие перспективы прироста ресурсов углеводородов связаны с доразведкой крупных и гшашских месюрождений к которым оіносиїся нижнеиермско-среднекаменноугольная залежь Усинского месторождения Тимано-Печорской провинции с запасами нефти более 700 млн т, послужившая базовым полигоном выполненных исследований
Нефіь нижнепермско-среднекаменноугольной залежи характеризуется аномально высокими значениями вязкости и содержания асфальто-смолистых компонентов Нефтесодержащий резервуар имеет сложное геологическое строение, обусловленное широким развитием зон с резко различающимися коллекторскими свойствами сингенетичного характера, а также зон, сформировавшихся под воздействием постседиментационных процессов, обусловивших вторичные неоднородности
Усинское месторождение нефти открыто в 1963 г и введено в разработку в 1973 г В настоящее время на месторождении пробурено более 1000 эксплуатационных скважин, однако, за более чем 30-летнюю историю разработки залежи отобрано всего около 5% от начальных балансовых запасов залежи высоковязкой нефти, а обводненность большинства пробуренных скважин превышает 80%
Актуальность проведенных исследований связана с необходимостью создания геологической модели нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усинского месторождения адекватной современным требованиям разработки Применение новейших технологий воздействия на пласты, широкомасштабное бурение горизонтальных скважин требуют значительных капитальных вложений, скорейшая окупаемость которых возможна лишь при наличии высокоинформативной геологической модели залежи как основы их эффективного использования Решение этой конкретной задачи позволило
разработать результативную методику анализа строения осадочного чехла, базирующ>юся на интерпретации данных НВСП (непродольное вертикальное сейсмическое профилирование), ХМАК (кроссдипольный многоволновой акустический каротаж), ГИС, ОГТ, промыслово-технологических маїериалах, анализе керна, контроля за бурением и др Разработанная методика может быть применена при изучении других сложно построенных объектов, приуроченных к карбонатным отложениям как в пределах Тимано-Печорской синеклизы, гак и иных нефтегазоносных регионов Значительная часть материалов, положенных в основу диссертационной работы, была передана автору как одному из исполнителей отчетов по работам НВСП в течение пятилеіней работы в сервисной компании «ПетроАльянс»
Работа состоит из введения, четырех глав и заключения общим объемом 157 страниц, проиллюстрирована 65 рисунками и 2 таблицами. Список литературы включает 83 наименования
Диссертационная работа выполнялась на кафедрах геологии и промысловой геологии нефти и газа РГУ нефти и газа имени И М Губкина в 2003-2006 гг. под научным руководством профессора, доктора геолого-минералогических наук Лобусева А.В.
В работе защищаю гея следующие положения
Эффективный комплекс методов моделирования строения продуктивных карбонатных отложений на основе интерпретации геолого-промысловых и геофизических данных (сейсморазведка 2D и 3D ОГТ, НВСП, ГИС, керн (в т.ч ориентированный керн), данные аэрофотосъемки, данные по проходке скважин, по дебитам и обводненности скважин, результаты гидропрослушивания и мониторинг продвижения фронта перегретого пара)
Основные геолого-геофизические признаки выделения зон распространения биогермных построек, эрозионных врезов, карсто- и кавернообразования, развития трещиноватости (зон дробления)
Установленные системы развития субвершкальной трещиноватости в нижнепермско-среднекаменногольной залежи - для верхнего и среднего эксплуатационных объектов (верхний карбон - нижняя пермь) характерно преимущественно северо-западное простирание, для нижнего эксплуатационного объекта (башкирский и московский ярусы среднего карбона) - характерно северо-западное и северо-восточное направления.
Новое представление о геологическом строении нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усинского месторождения, базирующееся на комплексном подходе к моделированию строения карбонатных коллекторов
Геолого-геофизическая изученность
Во всех нефтегазоносных регионах России доразведка и разработка месторождений нефти и газа, приуроченных к карбонатным коллекторам, связаны с определенными трудностями, заключающимися в сложно прогнозируемом характере изменений их коллекторских свойств Еще более проблематичным становится эффективное нефтеизвлечение при наличии в залежах высоковязких нефтей.
В этой связи для отработки методики комплексирования промысловых и геофизических исследований для построения геологической модели был выбран один из наиболее сложно построенных объектов Тимано-Печорской НГП - нижнепермско-среднекаменноугольная залежь Усинскоіо нефтяного месторождения.
В административном отношении Усинское нефтяное месторождение расположено в Усинском районе Республики Коми в 115 км к северу от города Печора В географическом отношении месторождение расположено на Печорской низменности, территория его входит в бассейн нижнего течения реки Колвы, правого притока р Усы, впадающей в р. Печору (рис 1)
В тектоническом плане месторождение приурочено к одноименному поднятию в пределах крупной структуры 1-го порядка - Колвинского мегавала Общая амплитуда Колвинского мегавала в районе сводовой части Усинского поднятия более 1000 м Западное крыло Усинской структуры пологое, восточное переходит во флексуру в зоне восточно-колвинского разлома Район месторождения представляет собой слабовсхолмленную равнину с абсолютными отметками от + 50 до 1140 м, при этом низкие отметки (50 - 80 м) принадлежат урезу р Колва, пересекающей месторождение почти в меридиональном направлении. Поверхность сильно заболочена с типичной для лесотундровой зоны растигельносгью: ель, сосна, береза, лиственница Климат района резко континентальный со среднегодовой темпераіурой -2,5 С. Температура меняется от т 30 С леюм до -55 С зимой Среднее количество юдовых осадков 450 мм Зима начинается в октябре и заканчивается в апреле Среднемесячная температура января от -9,7 С до -27,2 "С Весна начинается в третьей декаде апреля, но и после этого еще бываю і морозы от -13 С до -25 С. Стаивание снега в основном заканчивается в третьей декаде мая. Среднемесячные температуры июля изменяются OF Ї10,1 С до 120,4 С. В конце октября, после перехода среднесуточной температуры через 0 С, образуется устойчивый снежный покров Наиболее интенсивное выпадение осадков в виде снега наблюдается в ноябре - декабре. К концу декабря высота снежного покрова составляет уже 0,3-0,6 м Максимальной величины 0,8 - 0,95 м снежный покров достигает в марте Глубина сезонного промерзания грунтов достигает максимальной величины 1,22 - 1,79 м в апреле - мае
Животный мир района обычен для Севера Европейской части России. здесь обитают лоси, зайцы, росомахи, песцы, основными типами расти і ел ьности являются - сибирская ель, карликовая береза, ива, осока
Геофизические исследования на изучаемой площади начались с проведения гравиразведочных и электроразведочных работ в 1937г В 50-\ годах проводились аэромагнитная и гравиметрическая съемки [35J. С конца 60-х годов на изучаемой площади проводятся сейсморазведочные работы МОВ, КМПВ, МОГТ
В результате рекогносцировочных сейсморазведочных работ МОВ по реке Уса (Портнов Ю М , 1959г), по реке Колва (Фомичева О А , 1962г ) и наземных сейсморазведочных работ МОВ и КМПВ (Портнов Ю М., 1960г ) был выделен Колвинский вал по осадочной толще и фундаменту. В южной части вала установлены Усино-Колвинское поднятие по отражающим горизонтам А и І, а также Осваньюрский перегиб по горизонту.
Анализ шлифов и керна
Как было показано в первой главе, нижнепермско-среднекаменноугольная залежь характеризуется очень сложным геологическим строением В формировании эффективного пустотного пространства нефтесодержащих отложений принимали активное участие геологические процессы как первичного, так и вторичного характера, а нефти месторождения обладают аномально высокими значениями вязкости. По этим признакам разработка нижнепермско-среднекаменноугольной залежи связана с большими трудностями.
Изучением геологического строения залежи занимались на всем протяжении ее разработки. Исследования проводились как региональными методами, такими как аэрофотосъемка, грави- и магниторазведка, сейсморазведка 2D и позже 3D ОГТ, так и методами, направленными на локальное изучение геологического строения площади и разреза. Во время бурения скважин отмечались и анализировались осложнения в процессе бурения (поглощения бурового раствора, провалы бурового инструмента), из продуктивной части разреза поднимался ориентированный керн, проводились исследования скважинными геофизическими методами. Позже, когда началась разработка залежи, стали применяться геолого-промысловые методы исследования: анализ изменений добычи и обводненности скважин во времени, гидродинамические методы (гидропрослушивание, закачка меченых индикаторов), анализировалось продвижение фронта прогрева залежи в результате паротеплового воздействия.
Вся эта информация дала возможность хорошо изучить строение нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усинского месторождения и оценить его как крайне сложное и неравномерное. С учетом этих обстоятельств даже такое обилие разнообразных данных не помогло создать геологическую модель, достаточно точно описывающую строение залежи.
Высокая вязкость нефти и большая неоднородность коллектора препятствуют эффективному применению традиционных технологий, не предполагающих улучшение реологических свойств нефги. При повышении температуры пласта от естественных условий 23С до 100С вязкость нефти снижается в 40-50 раз, что является главной предпосылкой применения тепловых методов.
Однако, снижение вязкости нефги путем нагнетания перегретого пара не значительно повысило извлекаемость нефти Изменения коллекторских свойств в объеме продуктивной толщи влекут за собой малопрогнозируемые последствия, связанные с уходом пара в непродуктивную часть разреза и снижением эффекта прогрева пласта, а также с обводнением при остывании пара и его превращении в воду. Стало ясно, что очень большую роль в повышении эффективности разработки играет информация об изменениях коллекторских свойств продуктивной карбонатной толщи.
Нижнепермско-среднекаменноугольные карбонатные отложения формировалась в условиях высокой тектонической активности региона, и после их образования, вся исследуемая территория подверглась воздействию интенсивного предкунгурского размыва. В результате проявления которого значительная часть осадков была денудирована, а оставшаяся часть осадков претерпела значительные изменения вследствие эрозионной активности и тектонических подвижек [58, 68]. С такой историей развития региона связано широкое развитие по площади зон дробления и грещиноватости, эрозионных врезов, зон карстообразования, часто осложняющих строение биогермов
В продуктивной карбонатной толще месторождения можно условно выделить два типа геолоїических объектов: объекты, обладающие очень высокими фильтрационно-емкостными свойствами и объекты с относительно низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Размеры этих объектов по латерали составляют первые сотни метров. По толщине зоны измененных коллекторских свойств могут распространяться как на всю залежь, так и на ее часть. Такой масштаб и структура сформировавшихся геологических объектов для своего изучения требуют определенных методов, ориентированных на особенности геологических объектов такого рода.
Типы фациальных обстановок осадконакопления раннепермско-среднекаменноуюльных отложений
Изучение литолого-фациальной зональности нижнепермско-среднекаменноугольных карбонатных отложений проводилось с целью выделения зон преимущественного развития биогермных построек.
Для решения этой задачи проведен анализ эволюции осадконакопления в раннепермко-среднекаменноугольное время. Разрез нижнепермско-среднекаменноугольной залежи включает разности слоистых известняков и чистые известняки биогермного типа
Состав литолого-стратиграфических комплексов (литология пород, сопутствующие палеонтологические остатки, толщина отложений) явились основой при анализе распределения литолого-фациальных зон по площади и выполнении реконструкции различных обстановок шельфового осадконакопления. Материалом для исследования послужили данные керна скважин Усинского месторождения
За основу исследований принята модель карбонатного шельфа района исследования, на которой суммировано все многообразие состава литолого-стратиграфических комплексов (рис 9). И на этой основе на территории Усинского нефтяного месторождения выделены несколько поясов, которые отличаются обстановками осадконакопления.
I Внешний шельф - Бассейн имеет большие и средние глубины, энергия придонных участков бассейна - низкая Карбонаты отсутствуют либо представлены микрозернистыми разностями, преобладает тонкозернистый
терригенный материал, характерны остатки планктонных организмов. граптолиты, аммоноидеи, радиолярии, конодонты и кремневые спикулы, бентосные формы встречаются редко и, как правило, в аллохтоне. Тела органогенного происхождения практически не наблюдаются.
П. Средний шельф- отмель / намывные пески, край шельфа, обрамляемый или не обрамляемый телами органогенного происхождения, и передовой склон. Глубины от средних до небольших и возможно - выше уровня моря, энергия - высокая, часто морская литификация осадка. Высокое разнообразие пород (известняки, доломитовые известняки, конгломераты, глыбы, брекчии; оолиты, онколиты, подчиненные прослои терригенных пород, вулканогенные породы - эффузивы), большое разнообразие палеонтологических остатков, преобладает каркасный и раковинный бентос, водоросли, нахождение - прижизненное положение и в аллохтоне. Наблюдаются тела органогенного происхождения на краю шельфа и его флангах: рифы, биогермы, биостромы, корки раковинного детрита, водорослевые и иловые холмы, отмели, дюны, сформированные оолитами, онколитами и органогенным песчаником.
III. Внутренний шельф - нестабильные глубины (от больших до минимальных) и энергия (от низкой до высокой). Часто переслаивание терригенных и карбонатных пород, преобладание доломитов, гипсы, ангидриты, эффузивы, терригенные конгломераты и брекчии; большое разнообразие палеонтологических остатков, но доминируют формы, толерантные к повышенной солености и привносу терригенного материала, встречаются остатки рыб, часто и обильно - водоросли и среди них зеленые и строматолиты, встречается детрит растений, миоспоры; каркасный бентос, как правило, в аллохтоне в виде детрита (криноидеи, мшанки, табуляты, кораллы). Мелкие тела органогенного происхождения возможны на склоне открытой лагуны.
IV. Приливно-отливная зона - суша - терригенные осадки или отсутствие пород, пресноводная и солоновато-водная фауна, ихтиофауна, остатки растений.
