Авторефераты по всем темам >>
Авторефераты по земле
На правах рукописи
УДК 622.276.1/.4:55 ЕВДОКИМОВ
ИВАН ВЛАДИСЛАВОВИЧ СОЗДАНИЕ ГЕОЛОГО-ФИЛЬТРАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ОСНОВЕ ФАЦИАЛЬНОГО АНАЛИЗА (на примере Аригольского месторождения)
Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
МОСКВА - 2012
Работа выполнена в открытом акционерном обществе Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова (ОАО ВНИИнефть).
Научный доктор технических наук, профессор руководитель: Денисов Сергей Борисович Официальные Золоева Галина Михайловна, доктор геологооппоненты: минералогических наук, профессор кафедры геофизических информационных систем РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Никифоров Сергей Владимирович, кандидат технических наук, генеральный директор ЗАООйИнТек Ведущая Российский Университет Дружбы Народов (РУДН), организация: г. Москва
Защита диссертации состоится л20 апреля 2012 г. в 10 часов в конференц-зале на заседании диссертационного совета Д.222.006.01 при ОАО Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова (ОАО ВНИИнефть) по адресу: 127422, Москва, Дмитровский проезд, 10.
Автореферат размещен на интернет-сайтах Министерства образования и науки Российской Федерации л15 марта 2012 г. и ОАО ВНИИнефть www.vniineft.ru л15 марта 2012 г.
C диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО ВНИИнефть.
Автореферат разослан л16 марта 2012 г.
Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор Э.М. Симкин
Общая характеристика работы
Актуальность работы. Верхнеюрские отложения являются одним из перспективных продуктивных подкомплексов Западной Сибири, в которых выявлены 557 залежей и сконцентрировано более 6 млрд. тонн геологических запасов нефти (Шпильман А.В., 2003 г.). В настоящее время большинство крупных залежей верхнеюрских пластов (группы ЮВ1 и ЮС1) Широтного Приобья находятся на стадии активного разбуривания и разработки, а некоторые вступили в завершающую стадию разработки.
Для достижения проектных показателей разработки в сложнопостроенных юрских отложениях необходимо своевременное и обоснованное управление разработкой на основе применения современных технологий повышения нефтеотдачи. Качественное решение задачи комплексного управления разработкой возможно лишь с помощью трехмерных цифровых моделей, адекватно отражающих геологическое строение среды, определяющей направления фильтрационных потоков.
Такие модели можно построить на основе глубокого анализа истории развития района месторождения и геологического строения месторождения как составной части района (Денисов С.Б., Изотова Т.С., Золоева Г.М., Билибин С.И. и др.).
Результаты такого анализа получили название принципиальных геологических моделей, достоверность которых высока в результате учета литолого-фациальных особенностей формирования продуктивной части разреза и вмещающих отложений.
Принципиальные модели позволяют более обоснованно прогнозировать особенности свойств коллекторов в межскважинном пространстве базируясь на законах седиментологии.
Практика освоения месторождений показала, что к моменту окончательного разбуривания месторождения объем геолого-геофизической и промысловой информации достаточен для построения адекватной геолого-фильтрационной модели, но к этому времени, система разработки уже сформирована и в случае ошибок в стратегии разработки - обводненность продукции достигает очень высоких значений, формируются области невыработанных запасов. В этой связи актуальными являются методы оценки причин обводненности скважин, выделение зон концентрации подвижных остаточных запасов.
Из обзора и анализа материалов по стратиграфии и фациальному районированию отложений верхней юры Западной Сибири становится ясно, что и по сей день остается множество противоречий по отнесению той или иной осадочной толщи к той или стратиграфической единице. Также неоднозначны мнения по проведению четких границ отделяющих зоны континентальных, прибрежно-морских и морских отложений осадочных пород. Поэтому в районах исследования, для идентификации коллекторов с различными ФЕС, и их оконтуривания, необходимо привлечение значительного количества разнородных данных приведенных к единому масштабу - масштабу объекта разработки.
Цель работы. Совершенствование методов построения адекватных геологических моделей на основе разнородной разномасштабной геологогеофизической и промысловой информации и их трансформации в трехмерные геолого-фильтрационные модели, позволяющие решать задачи контроля и регулирования разработки.
Основные задачи
исследования:
1. На основе аналитического обзора литературных данных выявление особенностей геологического строения западного склона Александровского мегавала и приуроченных к этой области нефтяных месторождений.
2. Оценка связи особенностей выработки запасов с геологическим строением продуктивных объектов.
3. Разработка методики комплексной интерпретации разномасштабных геологогеофизических данных для обоснования палеогеографической обстановки формирования коллекторов.
4. Обоснование принципов корреляции разрезов скважин сложно построенных верхнеюрских отложений.
5. Создание технологии построения принципиальной геологической модели месторождений западного склона Александровского мегавала на основе представлений о фациальных обстановках формирования разреза.
6. Построение трехмерной геологической и фильтрационной моделей адекватных принципиальной геологической модели.
7. Выработка рекомендаций по оптимизации разработки продуктивных пластов верхней юры (ЮВ11) на основе полученной геологической информации.
Научная новизна:
1. Сформулированы основные принципы осадконакопления продуктивных отложений верхней юры западного склона Александровского мегавала, определившие закономерности распределения типов коллекторов и залежей углеводородов.
2. Выявлены связи особенностей разработки нефтяных месторождений с распределением типов фациальных зон.
3. Разработаны основы комплексирования разномасштабных геологогеофизических данных для решения задач построения моделей месторождений.
4. Разработаны методические приемы построения принципиальных геологических моделей месторождений западного склона Александровского мегавала.
5. Предложены методические приемы решения задач оптимизации разработки на основе геолого-промыслового анализа и выявленных особенностей геологического строения продуктивных пластов.
Методы решения поставленной задачи. Поставленные задачи решаются с помощью аналитических, теоретических, лабораторных и промысловых исследований, а так же с помощью численного математического моделирования.
Для выполнения работы привлечены материалы по литературному обзору района и объектам исследований, данные сейсморазведки МОГТ-3Д (более 250 км2), геолого-геофизические и промысловые данные более чем по 200 скважинам, материалы по описанию и лабораторному исследованию керна из 12 скважин, данные разработки и ГТМ более чем за 10 лет.
Для подготовки данных и построения цифровой модели использовались программные продукты: Microsoft Office, Corel DRAW, ГеоПоиск, DV-Geo, Petrel и Eclipse.
Практическая ценность работы: Методические подходы, используемые при построении принципиальных моделей на основе комплексной интерпретации разномасштабных геолого-промысловых данных, использовались при подсчете запасов и составлении проектных технологических документов на разработку нефтяных месторождений (Ачимовское, Аригольское, Тайлаковское, Западно-УстьБалыкское, Верхне-Уратьминское, Макаровское и др.) научными центрами мониторинга и проектирования разработки нефтяных месторождений, повышения нефтеотдачи пластов ОАО ВНИИнефть. Результаты этих работ прошли независимую экспертизу и защиту на НТС Заказчика, в ГКЗ Роснедра и ЦКР Роснедр по УВС.
Основные защищаемые положения:
1. Отложения пласта ЮВ11 накапливались в переходной зоне в условиях слабых разнонаправленных конседиментационных тектонических процессов. Выделены периоды инверсионных тектонических процессов в меловое время. Современный структурный план формировался в неоген-четвертичное время.
2. Корреляция стратиграфических границ в разрезах скважин в комплексе с технологиями палеотектонического анализа позволяет оконтурить области с различающимися условиями седиментации и лито-физическими свойствами разреза.
3. Геологическими причинами наклонных контактов на месторождениях западного склона Александровского мегавала являются неотектонические движения.
4. Методический подход к построению принципиальной геологической модели на основе разнородной, разномасштабной информации с максимальным учетом тектонических и седиментационных факторов, определяющих строение геологических тел переходной зоны седиментации.
5. Схема трансформации принципиальной геологической модели в трехмерную геологическую геолого-фильтрационную модель и подготовки геологической основы для анализа разработки, оценки причин опережающей обводненности, обоснования ГТМ в зависимости от геологического строения участков месторождения.
Апробация работы. Результаты работы представлены на:
1. VIII Международной конференции Новые идеи в науках о Земле.
Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе (РГГРУ). Москва, 10-13 апреля 2007 года (тезисы доклада);
2. Совещании-семинаре на тему: Существующие проблемы подготовки геолого-геофизических данных для обоснования запасов углеводородного сырья.
Уфа, 21-23 мая 2009 г;
3. Конференции SPE (The Society of Petroleum Engineers). Synergy of Static and Dynamic Modeling. Москва, 23-25 марта 2010 года;
4. Международной юбилейной конференции Промысловая геофизика в 21-м веке. Геоинформационное обеспечение технологий увеличения ресурсной базы углеводородного сырья. Москва, 10-11 ноября 2011 года (тезисы доклада);
ичный вклад автора. В работе использованы материалы работ по подсчетам запасов, ТЭО КИН, подготовки проектных документов разработки месторождений, выполненных при непосредственном участии диссертанта и под его руководством в лаборатории информационного и геологического обеспечения разработки (Научный центр мониторинга и проектирования разработки ОАО ВНИИнефть).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 статей в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ. Получен патент на изобретение №2432459 Способ разработки нефтяных залежей.
Объем работы. Диссертация включает 129 страниц, 71 рисунок, 10 таблиц, состоит из введения, 5 глав и заключения. Библиография состоит из наименований.
Благодарности. Автор глубоко признателен и благодарен своему научному руководителю Денисову Сергею Борисовичу за помощь при постановке задачи исследования и непрерывное научное сопровождение и консультации при выполнении диссертационной работы. Так же автор благодарен сотрудникам научного центра мониторинга и проектирования разработки ОАО ВНИИнефть за помощь при подготовке и оформлении результатов исследований, сотрудникам Научного центра повышения нефтеотдачи пластов ОАО ВНИИнефть за плодотворное сотрудничество при решении научных задач в процессе выполнения совместных проектов.
Автор благодарит сотрудников ОАО "НГК "Славнефть" и ОАО "СлавнефтьМегионнефтегаз", за предоставленную информацию.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследования, охарактеризована научная новизна и практическая ценность работы, приведены защищаемые положения.
В ГЛАВЕ 1 рассмотрена геолого-физическая изученность и нефтегазоносность верхнеюрских отложений Широтного Приобья Западной Сибири.
На большей части Западной Сибири в объеме верхней юры выделяют три свиты: васюганскую, георгиевскую и баженовскую.
В пределах Западной Сибири выделяются три фациальные области: в северной Обь-Ленской, охватывающей большую часть Западной Сибири и все северное обрамление Сибирской платформы, келловей-верхнеюрская толща сложена преимущественно породами морского генезиса; в обрамляющей ее на юге и юговостоке Омско-Чулымской области - прибрежно-морскими с участием дельтовых и континентальных; в расположенной на крайнем юго-востоке ЧулымоТасеевской области - почти исключительно континентальными образованиями.
Каждая область характеризуется своим набором структурно-фациальных районов, типов разрезов и последовательностью литостратиграфических подразделений, иногда замещающих друг друга по латерали в разных сочетаниях (Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л., Девятов В.П. и др., 2000 г).
При обзоре и анализе материалов по стратиграфии и фациальному районированию верхней юры Западной Сибири становится ясно, что и по сей день остается множество противоречий по отнесению осадочных толщ к определенным стратиграфическим единицам. Неоднозначны мнения и по проведению четких границ, отделяющих зоны континентальных, прибрежно-морских и морских отложений осадочных пород верхней юры.
По всей видимости, береговая линия в келловей-оксфордское время имела очень лизрезанное строение. Источники сноса обломочного материала были расположены на юге, юго-востоке и востоке Западной Сибири. Для определения границ перехода от континентальных к прибрежно-морским, а от прибрежноморских к морским условиям осадконакопления, требуется непосредственное изучение материалов объекта исследования.
В соответствии с тектонической картой мезокайнозойского чехла ЗападноСибирской плиты (под ред. В.И. Шпильмана и др., 1998г.), Аригольская группа поднятий приурочена к Александровскому мегавалу, который является структурой I порядка. На западе Александровский мегавал сопряжен с Колтогорско-Толькинской шовной зоной, граничащей, в свою очередь, на западе с Тагринским мегавалом. В центральной части Александровский мегавал разделен замкнутой Тормэмторской ложбиной, переходящей в Восточно-Кошильский прогиб на две составляющие его структуры I порядка - Александровский мегавал и Междуреченский вал.
Аригольская группа поднятий II порядка, а также поднятия Максимкинское, Ининское и Восточно-Охтеурское непосредственно приурочены к западной части Александровского мегавала.
Структурный план мезо-кайнозойского платформенного чехла характеризуется высокой степенью унаследованности геосинклинальных структур фундамента.
История тектонического развития Аригольской площади В истории тектонического развития исследуемой территории выделено четыре этапа активизации (Яневиц Р.Б., Глебов А.Ф. и др. 2001 г.):
I. Ранне-, среднеюрский этап тектонической активизации;
II. Раннемеловой этап тектонической активизации;
III. Позднемеловой этап тектонической активизации;
IV. Палеоген-неогеновый этап активизации.
Из анализа рассмотренных материалов, следует отметить следующее:
1. Для тектонического развития характерна периодическая активизация тектонических процессов (их фаза не всегда совпадает с выделенными для анализа сейсмоструктурными этажами);
2. В период геологической истории тектонические движения имели разнонаправленный характер, т. е. несмотря на утверждения авторов отчетов, что структуры имеют наследованный характер развития, фактический материал свидетельствует о периодических тектонических инверсиях;
3. Результаты сейсмических работ, несомненно, представляют весьма информативный материал, который позволяет обосновать палеогеографические реконструкции.
Анализ тектонического развития по данным ГИС выполнен по методике корреляционного метода изучения истории формирования структур, предложенной Скидан С.А., Моржиной Л.М. в 1967 г. и Хафизовым Ф.З. в 1991 г. Для анализа отобраны массив вертикальных скважин равномерно расположенных на площади месторождения и в которых ГИС зарегистрированы во всем интервале глубин. Суть метода заключается в анализе графиков зависимости абсолютных отметок залегания кровли и подошвы стратиграфических интервалов и графиков зависимостей толщины стратиграфического интервала от глубины залегания его подошвы.
В результате анализа установлено, что юрский разрез накапливался при относительно равномерном погружении дна осадочного бассейна, т.е. между скважинами должна быть уверенная корреляция стратиграфических границ, что позволяет надежно идентифицировать отложения циклов и картировать латеральные замещения и типы разрезов. Высокий коэффициент соответствия структур (0.996) позволяет сделать вывод о возможности построения структурных карт верхнеюрских отложений методом схождения.
Нефтеносность верхнеюрских отложений Рассматриваемый объект входит в состав Александровского нефтегазоносного района. Промышленная нефтеносность юрского комплекса на Аригольском, Максимкинском, Ининском и Восточно-Охтеурском связана с отложениями верхней юры (пласт ЮВ11). На Вахском месторождении промышленная нефтеносность юрского комплекса связана с отложениями верхней (пласты Ю11, Ю12, Ю13) и средней юры (пласты Ю21, Ю22, ЮЗ1, ЮЗ2, ЮЗ3, ЮЗ4).
Породами, обеспечивающими сохранность залежей нефти (покрышка) в отложениях верхней юры (пласты группы Ю1) являются тонкодисперсные глины георгиевской свиты и битуминозные аргиллиты баженовской свиты.
На наиболее крупных месторождениях (Вахское и Аригольское) отмечается наклон ВНК с запада и юго-запада на восток и северо-восток.
В результате выполненного анализа обосновано первое защищаемое положение: Отложения пласта ЮВ11 накапливались в переходной зоне в условиях слабых разнонаправленных конседиментационных тектонических процессов. Выделены периоды инверсионных тектонических процессов в меловой период. Современный структурный план формировался в неогенчетвертичное время.
В ГЛАВЕ 2 рассмотрена оценка связи выработки запасов с геологическим строением продуктивных объектов по данным различных авторов.
В работах В.Б. Белозерова (2008 г.) рассматриваются связи эффективности разработки разнофациальных терригенных коллекторов с закономерностями изменения гранулометрической структуры пласта по разрезу (макронеоднородность), его текстурными особенностями на уровне проявления упорядоченной и хаотичной слоистости (слоистая неоднородность) и направленной ориентировкой зерновой массы песчаников отдельного прослоя (микронеоднородность).
В свою очередь, связь структурных и текстурных факторов с седиментационными обстановками рассматриваются в большом количестве работ (Бабадаглы В.А., Билибин С.И., Денисов С.Б., Золоева Г.М., Изотова Т.С., Селли Р.Ч., Серра О., Стрельченко В.В. и др.).
Выводы, о влиянии условий осадконакопления, неоднородности продуктивных пластов по вертикали и латерали на эффективность разработки и добычные характеристики скважин были получены и в работах других авторов (Буш Д.А., Денисов С.Б., Золоева Г.М., Иванова М.М., Курамшин Р.М., Муслимов Р.Х, Никифоров С.В. и др.).
Для эффективного управления разработкой необходимо понимание законов трехмерного распределения ФЕС (пористости, нефтенасыщенности, проницаемости и др.). При рассмотрении данного вопроса следует исходить из следующих постулатов связи геологических характеристик залежей и технологических параметров их разработки:
- геометрия песчаных тел может быть обоснована, если определена обстановка осадконакопления (условия седиментации);
- осадочные процессы контролируют первоначальную пористость и проницаемость резервуара и распределение мелкомасштабной неоднородности;
- конечное распределение пористости и проницаемости определяется диагенетическими процессами.
Таким образом, геологическая основа для эффективной разработки продуктивных залежей приобретает конкретный прикладной практический смысл.
В ГЛАВЕ 3 представлены элементы комплексирования разномасштабных геолого-геофизических данных для решения задач построения принципиальных геологических моделей.
Принципиальная модель - это геологическая гипотеза, которая на основе фактических геолого-геофизических данных и программно-методических средств реализуется в виде трехмерной параметрической модели (Денисов С.Б., 1999). Это значит, что в отличии от прямой интерполяции фильтрационно-емкостных свойств при построении 3Д модели и затем извлечения из 3Д модели карт, разрезов и другой информации, позволяющей получить представление о строении куба, геолог использует разнородную и разномасштабную априорную информацию для создания своих представлений о строении среды и средствами моделирования реализует их в трехмерном представлении.
Методические средства, позволяющие извлекать из геофизических данных геологическую информацию, разработаны в России и за рубежом многими исследователями. Российская наука и практика в этой области представлены работами Авербуха А.Г., Гайдебуровой Е.А., Гогоненкова Г.Н., Денисова С.Б., Изотовой Т.С., Карогодина Ю.Н., Кашика А.С., Кунина Н.Я., Кучерука Е.В., Муромцева В.С., Мушина И.А., Чуриновой И.М. и многих других. Среди зарубежных исследователей стоит отметить работы Пейтона Ч., Пирсона С.Д., Райдера М., Серра О., Шерифа Р. и других ученых.
Вопросам более глубокого анализа и комплексной геологической интерпретации разномасштабных методов посвящено меньше работ (Бадабаглы В.А., Денисов С.Б., Золоева Г.М., Изотова Т.С. и др.).
Принципы комплексирования разномасштабной геолого-геофизической информации Источниками геолого-геофизической и промысловой информации являются различные виды исследований. При этом, масштаб измерения разных видов исследований может изменяться в диапазоне от микрон (изучение шлифов) до десятков и сотен километров (сейсморазведка, дистанционные методы исследования).
При дефиците геолого-геофизической и промысловой информации, для построения принципиальной геологической модели залежей продуктивных пластов необходимо использовать все имеющиеся данные полученные прямым и косвенным методом. Но перед использованием этой информации, все данные должны быть приведены к единому масштабу измерения - масштабу геологического объекта. В работе, в рамках данной концепции, рассматривались материалы региональных геологических исследований, данные ГИС и керна.
Корреляция разрезов скважин Составление адекватной модели залежи возможно лишь при наличии надежной детальной корреляции разрезов пробуренных скважин.
Процесс корреляции начинается с выделения устойчивых стратиграфических границ - регулярных реперов, соответствующих поверхностям выравнивания или перерывов в осадконакоплении (глин, углей, тонких песчаных пластов, реже - уплотненных пород). Внутри выделенных стратиграфических интервалов, как правило, стратиграфические границы являются менее регулярными. Для обоснованной корреляции нерегулярных стратиграфических границ необходимо установить характер цикличности и закономерности наращивания разреза, оценить влияние конседиментационных тектонических процессов. При равномерном погружении дна осадочного бассейна велика вероятность, что толщины элементарных седиментационных циклов одинаковы и их границы эквидистантны.
Для контроля качества корреляции и тектонической картины при формировании рассматриваемого стратиграфического интервала разреза использовались графики зависимости стратиграфической толщины пласта от глубины залегания стратиграфической подошвы: h=а.H+b (рис.1), где h - толщина стратиграфического интервала;
Н - абсолютная отметка глубины залегания горизонта.
Рис. 1 - График зависимости стратиграфической толщины пласта от глубины залегания стратиграфической подошвы.
Значение коэффициента a=0 означает, что разрез накапливался при равномерном погружении дна осадочного бассейна и стратиграфические границы кровли и подошвы пласта будут параллельны друг другу (линия а=0 на рис. 1).
Значения коэффициента 0
Значения коэффициента a<0 означают, что в период геологического времени между изучаемыми поверхностями имели место тектонические консидементационные процессы носившие инверсионный характер (линия a<0 на рис. 1).
На рис. 2 представлена карта эффективных толщин пласта ЮВ11 совмещенная со схемой расположения скважин с вынесенными данными о группах скважин с коэффициентами 0
Исходя из анализа толщин стратиграфических интервалов, следует, что интенсивное осадконакопление происходило на фоне незначительное погружения дна осадочного бассейна (области, выделенные зелеными точками и линиями). На участках с повышенным рельефом местности (тектоническая инверсия), толщина аккумулирующихся осадков ниже (области, выделенные красными точками и линиями). Остальная часть месторождения относится к области равномерного погружения (область с черными точками).
Для выделенных областей характерны различающиеся типы разрезов.
Наибольшие толщины песчаников и наилучшая однородность характерны для разрезов первого типа.
Разрезы второго типа характеризуются наихудшими коллекторскими свойствами.
В результате выполненного анализа, возможно обосновать второе защищаемое положение: корреляция стратиграфических границ в разрезах скважин в комплексе с технологиями палеотектонического анализа позволяет оконтурить области с различающимися условиями седиментации и литофизическими свойствами разреза.
Обоснование наклонного ВНК При построении геологофильтрационной модели и ее последующей адаптации к истории разработки необходимо достоверно определить ВНК, границу, выше которой при испытании может быть получен промышленный приток нефти.
При подсчете запасов 2008 г было установлено, что ВНК залежи пласта ЮВ11 Аригольского месторождения не горизонтален и имеет наклон с запада на юго-восток с а.о. -2237 м до -2254 м соответственно. Обоснование наклонного ВНК проводилось по Рис. 2 - Карта эффективных толщин вертикальным поисково-разведочным и пласта ЮВ11 совмещенная со схемой эксплуатационным скважинам расположения скважин с различными (удлинение менее 50 м) с значениями коэффициента ла.
качественными испытаниями.
На месторождениях приуроченных к Александровскому мегавалу (Кошильское, Пермяковское, Хохряковское и др.) также отмечается не горизонтальный наклонный ВНК с наклоном с запада на восток в среднем на 10-30 м. При этом следует отметить, что указанные месторождения практически полностью разбурены эксплуатационной сеткой скважин и для обоснования ВНК привлекалось большое количество скважин с качественными испытаниями и минимальным влиянием разработки. Анализ различных вероятных причин наклонного ВНК (влияние капиллярных сил, блоковое строение залежей, подъем ВНК в процессе разработки и др.) не принес значимых результатов.
Для обоснования наклонного ВНК были выполнены палеоструктурные построения.
Выполненная палеореконструкция разреза (рис. 3) показала, что незначительный рост структуры начался уже в начале отложения подачимовских глин (выравнивание по горизонту Б). Структура росла неравномерно и для удобства описания разреза проведена линия между скважинами 251 и 258, разделяющая западную и восточную часть структуры. Во время осадконакопления отложений куломзинской и тарской свиты происходит рост структуры, при этом западная часть растет быстрее восточной (выравнивание по горизонту Hdm). Далее происходит интенсивный рост западной и восточной части структуры (выравнивание по горизонтам М и М1), а в постсеноманское время происходит дальнейший рост западной части структуры и интенсивное погружение восточной части (выравнивание по горизонту С1).
Выполненная палеореконструкция разреза позволяет сделать следующие выводы:
формирование структурной ловушки, контролирующей залежь нефти Аригольского месторождения, началось на раннем этапе (постбаженовское время); процесс формирования ловушки происходил неравномерно в разные геологические промежутки времени; наклон ВНК объясняется наклоном структуры на восток в постсеноманское время, что свидетельствует о неотектонических движениях, которые происходят на Александровском мегавале; в настоящее время происходит гравитационное перераспределение флюидов, которое способствует выравниванию ВНК, но не исключено, что вектор приложения тектонических сил не изменил прежнего направления и восточная часть структуры Рис. 3 - Палеореконструкция продолжает погружаться.
разреза по линии СЗ-ЮВ.
На основании полученных результатов сформулировано третье защищаемое положение: геологическими причинами наклонных контактов на месторождениях западного склона Александровского магавала являются неотектонические движения.
Обоснование простирания трещинных систем Предпосылкой к изучению направлений простирания трещин и трещинных систем по данным инклинометрии скважин послужил вывод Н.И. Шацева (1944 г) о преимущественном искривлении скважин по геологическим причинам, подтвержденный в последующих исследованиях, проведенных как в пределах нашей страны, так и за рубежом. Установлено, что именно простирание субвертикальных трещин и их систем создает направление для низа бурильного инструмента, в то время как его конструктивные особенности и технология бурения не играет существенной роли в азимутальном искривлении скважин. Вследствие анизотропии в свойствах нарушенных пород платформенных областей искривление скважин происходит в направлении линии наименьшего сопротивления разрушению, т.е. по простиранию трещин. Компоновка и режим бурения лишь определяют величину смещения забоя, но не изменяют характерного направления искривления скважин.
В результате выполненных расчетов установлено, что преимущественным направлением простирания трещин и трещинных систем в верхнеюрских отложениях является меридиональное направление, но так же присутствуют нарушения широтного простирания и с юго-запада на северо-восток.
Кроме того, простирание трещин и трещинных систем не хаотично, а имеет, на разных участках площади, определенное преимущественное направление.
Выполненные на двух участках месторождения трассерные исследования подтвердили достоверность определения простирания трещин и трещинных систем полученных по данным инклинометрии скважин.
Данные о простирании трещин и трещинных систем верхнеюрских отложений должны учитываться при формировании системы разработки и планировании ГРП, а так же при задании анизотропии проницаемости по X и Y.
Генетическая интерпретация данных гранулометрии керна Важнейшей практической задачей, решаемой при помощи палеогеографических реконструкций, является установление генезиса песчаных тел. На его основе с использованием законов седиментологии определяют области распространения коллекторов разного качества. Эти знания необходимы при изучении литологических и стратиграфических ловушек нефти и газа. Принципиально необходим этот материал для обоснования прогноза развития коллекторов и зон замещения в межскважинном пространстве (интерполяция) и за пределами разбуренной части (экстраполяция). Одним из инструментов решения упомянутых задач являются результаты геологической интерпретации данных гранулометрии.
Особенно ценны полученные по гранулометрии керна геологические данные при геологической интерпретации данных сейсморазведки и ГИС, поскольку позволяют анализировать и сопоставлять материалы этих трех разномасштабных источников информации в едином масштабе - масштабе геологических моделей (обстановок седиментации), позволяя решать поисково-разведочные задачи с высокой степенью достоверности.
Основой генетической интерпретации данных гранулометриии является статистическая обработка исходных данных и интерпретация на генетических диаграммах. Широкую известность получили диаграммы Пассеги, Фридмана, Майола-Вейзера, Рухина, Рожкова и Гостинцева, Боровко и др.
В результате обработки и интерпретации данных гранулометрии, выполненных нами на основе 193 исследований гранулометрического состава пород, сделаны следующие выводы:
1. Разрез отложений пласта ЮВ11 Аригольского месторождения формировался в морских условиях в промежуточной области между береговой линией и дальним шельфом, ближе к береговой линии.
2. Обломочный материал транспортировался подводными потоками (возможно дистальными частями дельтовых каналов) преимущественно широтного направления с возможными ответвлениями.
3. Для предполагаемых структур характерны линейно вытянутые песчаные тела, ограниченные вмещающими породами с уменьшенными эффективными толщинами и низкой однородностью разреза.
4. Наличие линейных песчаных тел может быть причиной высокой анизотропии свойств пород по латерали с осями анизотропии повышенных ФЕС в направлении подводных потоков (в целом с востока на запад). Данный факт следует учитывать при анализе выработки запасов и эффективности системы ППД, при подготовке рекомендаций и планировании мероприятий по повышению нефтеотдачи.
5. Скорость наращивания разреза и захоронения обломочного материала была высока, что явилось причиной слабой переработки и сортировки обломочного материала.
6. Высокая карбонатность разреза и высокое содержание цемента являются причиной низких ФЕС и повышенных значений Кво песчаников. При учете особенностей геологического строения продуктивность этих пород может быть повышена методами ГРП и соляно-кислотной обработки.
7. Глинистый материал представлен хлоритом и вторичным каолинитом, что позволяет сделать вывод о не критичности состава вод системы ППД с точки зрения возможного ухудшения коллекторских свойств в результате взаимодействия закачиваемой воды с глинистыми минералами.
Фациальный анализ Определение формы и размеров песчаных тел необходимо при трехмерном геологическом моделировании. Эта задача может быть решена путем установления фациальной природы песчаных тел. Фациальный анализ позволяет не только определить форму и размеры песчаных тел, но и спрогнозировать направление изменения коллекторских свойств, положение зон выклинивания коллекторов и др.
При построении геологической модели так же необходимо установить фациальные взаимоотношения, то есть границы распространения каждой фации и области перехода фаций одного типа в другой. Установление фациальных взаимоотношений по данным каротажа является одним из практически применяемых методов (Буш Д.А., Денисов С.Б., Изотова Т.С., Муромцев В.С., Пирсон С.Д. и др.).
Распространение фаций и форма геологических тел в разных фациальных обстановках зависят от большого числа взаимосвязанных контролирующих факторов, таких, как: 1. процессы осадкообразования; 2. поступление осадочного материала; 3. климат; 4. тектоника; 5. изменение уровня моря; 6. биологическая активность; 7. химический состав вод; 8. вулканизм (Ботвинкина Л.Н., Вассоевич Н.Б., Наливкин Д.В., Рединг Х.Г и др.).
Роль каждого из этих факторов в разных фациальных обстановках различна.
Для переходной области, от континентальных к морским условиям осадконакопления, наиболее значимыми являются следующие факторы:
интенсивность поступления обломочного материала, изменение уровня моря, процессы переработки обломочного материала, тип активности водной среды и конседиментационная тектоника.
В результате анализа литолого-палеогеографических карт юрского периода (под ред. Нестерова И.И, 1974г.), можно сделать следующие выводы: в верхнеюрское время происходила трансгрессия моря в направлении с севера на юг;
источники сноса обломочного материала располагались преимущественно на юге от района исследования; осадконакопление пласта ЮВ11 в районе исследования происходило в прибрежно-морской обстановке (дельтовый комплекс). Аналогичные выводы получены по результатам интерпретации гранулометрии керна.
Формирование дельт обусловлено сочетанием двух основных факторов - количеством выносимого реками обломочного материала и характером его переработки в аквальной области. В седиментологии рассматривают три основных типа дельт формирующихся с преобладанием энергии рек, волн и приливов (Колеман Д., 1975 г. и др.) и имеющих разные формы.
При диагностике особенностей строения разреза дельтовых отложений важную роль играет форма седиментационных геологических тел, что непосредственно оказывает влияние на разработку месторождения, главным образом на анизотропию ФЕС в пространстве X, Y, Z, коэффициент охвата.
На рис. 4 иллюстрируются в плане модели распределения песчаных тел дельт разного типа: дельты с преобладанием энергии рек (тип 1); дельты с преобладанием приливной энергии (тип 2); дельты с преобладанием энергии волн (тип 3, 4, 5, 6).
На рис. 5 представлена план-диаграмма кривых ПС или ГК в интервале пласта ЮВ11 совмещенная с картой эффективных толщин. Как видно из рис.5 каждая фациальная область связана со значениями эффективной толщины пласта ЮВ11, что предопределяет возможность использования карты эффективных толщин в качестве тренда при построении 3Д геологической модели. На рис.представлена карта, иллюстрирующая распределение фациальных обстановок в пределах месторождения.
Всего выделено пять фациальных Рис. 4 - Типы дельт сформированных зон.
с преобладанием энергии рек (тип 1), В табл. 1 представлены приливов и отливов (тип 2), волн (тип 3, 4, 5, 6) (По Coleman J.M., средневзвешенные параметры пласта Wright L.D., 1975).
ЮВ11 в выделенных фациальных зонах.
Табл. 1 - Средневзвешенные параметры пласта ЮВ11 в фациальных зонах Фациальная Интервал Кп, Кпр, К песч., Расчлененность, зона изменения Нэф, м % мД д.ед. ед.
1 18-23 17.9 33.7 0.9 2 14-18 17.1 27.1 0.8 3 10-14 17.0 26.0 0.6 4 0-10 16.3 20.7 0.3 5 0-10 15.9 14.7 0.3 Рис. 5 - План-диаграмма кривых ПС и Рис. 6 - Карта фациальных зон пласта ГК в интервале пласта ЮВЮВ11.
совмещенная с картой эффективных толщин.
Изучаемый тип дельты, скорее всего, сформирован в условиях, как речной деятельности и энергии волн (комбинация типа 1 и 3-5, рис. 4).
Из данных, представленных в табл. 1 параметров следует, что отложения дельтового канала имеют ФЕС выше, чем в фациальных зонах 2 и 3, что объясняется лучшей сортировкой и укладкой обломочного материала в дельтовом канале, в то время как фациальные зоны 2 и 3 сформированы с преобладанием энергии русловых потоков и волн и имеют худшую сортировку и более низкие ФЕС.
В связи с полифациальностью условий осадконакопления необходимо создавать корректные адекватные геолого-фильтрационные модели, отражающие неоднородность строения песчаных тел - резервуаров содержащих углеводородное сырье.
В результате выполненного анализа возможно обосновать четвертое защищаемое положение: методический подход к построению принципиальной геологической модели на основе разнородной, разномасштабной информации с максимальным учетом тектонических и седиментационных факторов, определяющих строение геологических тел переходной зоны седиментации.
В ГЛАВЕ 4 показана трансформация принципиальной модели в трехмерную геолого-гидродинамическую модель. Построение цифровой геологической модели выполнялось в программном комплексе Petrel 2008.
Представление специалиста-геолога о геологическом строении месторождения (принципиальная модель) необходимо формализовать в виде трехмерной цифровой геолого-фильтрационной модели резервуара. Переход от принципиальной геологической модели к 3Д цифровой, можно представить в следующей последовательности:
1. Построение структурного каркаса;
2. Создание трёхмерной геологической сетки и расчёт кубов параметров: куба индекса литологии, куба песчанистости, куба пористости, куба проницаемости и куба нефтенасыщенности;
3. Оценка достоверности геологической модели;
4. Создание трехмерной фильтрационной модели месторождения.
Прямым методом проверки достоверности модели является бурение скважин.
На данном этапе работы, достоверность геологической модели может быть оценена по ряду качественных и количественных показателей, в числе которых, сопоставление параметров модели с результатами интерпретации ГИС в точках пересечения разреза скважинами (лпосадка на ГИС) и в межскважинном пространстве (численное соответствие в виде гистограмм ГСР). Данная методика рекомендована инструктивными документами ЦКР Роснедра. Дополнительным признаком является проверка соответствия принципиальной модели, проверяемой по соответствующим картам. Фактически такой способ проверки модели позволяет убедиться, что модель соответствует исходным данным и представлениям геолога о геологическом строении залежи. Эффективным критерием оценки достоверности геологической модели является воспроизведение истории разработки при адаптации.
Выполненная оценка качества показала хорошее соответствие модели исходным данным. По результатам адаптации расхождение основных параметров не превысило 5%.
В ходе проведения экспертизы основных этапов построения и адаптации геолого-фильтрационной модели пласта ЮВ11 месторождения, получено приемлемое качество описания основных особенностей геологического строения залежи и текущей структуры остаточных запасов нефти, что в свою очередь, позволяет применять существующую геолого-фильтрационную модель как основу для мониторинга и проектирования разработки пласта ЮВ11.
В ГЛАВЕ 5 рассмотрен анализ эффективности ГТМ в разнофациальных зонах и анализ причин опережающей обводненности продукции скважин, а так же предложены мероприятия по регулированию разработки и составления программы ГТМ с целью увеличения нефтеотдачи. Базовой информацией для принятия решений является созданная геологическая основа.
Анализ эффективности ГТМ в фациальных зонах В процессе разработки месторождения проводились различные геологотехнические мероприятия, направленные на интенсификацию добычи нефти и повышения нефтеотдачи пласта.
Наибольшая удельная технологическая эффективность достигнута от применения ГРП.
ГРП на месторождении проведен в 107 скважинах (82% от общего фонда скважин). Всего выполнено 112 операций ГРП, в т.ч. 5 повторных ГРП, 10 ГРП при выводе из бездействия и 39 ГРП при вводе скважин из бурения.
На рис. 7 представлены зависимости начальных (пусковых) дебитов скважин по жидкости от эффективных толщин пласта ЮВ11. Стрелками показано изменение дебитов после проведения ГРП. В части скважин месторождения ГРП был выполнен сразу после окончания бурения скважин (перед вводом в эксплуатацию) (рис. 8).
133Скважины 144фациальной 3зоны 1Скважины фациальной зоны 2 после ГРП 33Скважины 11232фациальной 40 Скважины 2зоны 3, 4 и 5 23524 223 22фациальной 323350 306 2315 3529 313 зоны 2 до ГРП 352311331322227 R 251 239263 2254 3258 522220 5 10 15 20 25 Эффективная толщина пласта, м Рис. 7 - Сопоставление начальных дебитов скважин по жидкости с эффективными толщинами пласта ЮВ11.
Дебит жидкости, т / сут Из анализа информации, представленной на рис. 7 и 8 следует, что наибольший эффект увеличения дебитов по жидкости получен в скважинах расположенных в фациальной зоне 2, которая представлена отложениями песчаных валов и баров (см.
гл. 3). Дебиты скважин, расположенных в фациальной зоне 2 (рис. 7), до проведения ГРП составляли в среднем 20 т/сут, а после проведения ГРП в процессе эксплуатации составили в среднем 82 т/сут.
В фациальной зоне 3 (см. гл. 3), после проведения ГРП в скважинах отмечается эффект увеличения дебитов по жидкости. Так, без проведения ГРП, дебит скважин по жидкости не превышал 30 т/сут (рис. 7), а в скважинах с ГРП дебит по жидкости колеблется в диапазоне от 33 до 86.6 т/сут, при среднем значении - 65 т/сут (рис. 8).
Эффект ГРП в фациальной зоне 1 (см. гл. 3), представленной мощными однородными песчаниками дельтового канала, не велик. В скважинах без ГРП пусковые дебиты по жидкости колебались на отметке 110-127 т/сут, а в скважинах после ГРП - 113-138.5 т/сут, при аналогичных величинах эффективных толщин.
31Скважины фациальной 146R Скважины зоны 13233фациальной 3зоны 3212332 223329 3532_ST552303_ST 2363308 332Скважины 32фациальной 2Скважины зоны 2фациальной 2зоны 20 527_OC 3326_ST 0 5 10 15 20 25 Эффективная толщина пласта, м Рис. 8 - Сопоставление дебитов скважин по жидкости с эффективными толщинами пласта ЮВ11 (ГРП проведен после окончания бурения).
Эффект от проведения ГРП в скважинах расположенных в фациальных зонах и 5 (см. гл. 3), незначителен. Объяснением полученного эффекта ГРП в фациальных зонах 2 и 3 относительно эффекта в зоне 1, может быть следующее: песчаные отложения дельтового канала имеют массивное строение, то есть высокую Дебит жидкости, т / сут связность коллекторов по вертикали и латерали, кроме того, направленный режим осадконакопления (с юга на север) определил лучшую сортировку и укладку обломочного материала, в то время как отложения фациальных зон 2 и формировались в среде с преобладающей энергией волн, что отразилось на сортировке и неравномерной укладке зерен, и неоднородности коллекторов по латерали.
В процессе разработки месторождения пробурено 9 горизонтальных скважин (ГС).
Одна ГС пробурена на севере в фациальной зоне 2 (скв.№271); три ГС на востоке в фациальных зонах 2 и 3 (скв.№№274, 524, 520); пять ГС на юге в фациальной зоне 1 (скв.№№343, 341, 356, 355, 347).
Анализ результатов бурения и эксплуатации ГС показал, что в нескольких скважинах выбрана неудачная траектория проводки ствола (близко к ВНК, вскрытие не всех продуктивных прослоев, проходка по неколлекторам), в результате чего скважины обводняются или дренируют не все продуктивные прослои. Таким образом, можно констатировать, что пока статистика по горизонтальным скважинам не является представительной.
Причины обводненности скважин и рекомендации по регулированию разработки и повышению нефтеотдачи Возможные причины раннего обводнения продукции добывающих скважин общеизвестны:
1. Заколонные и внутриколонные перетоки по негерметичному затрубному пространству и эксплуатационной колонне;
2. Опережающие прорывы нагнетаемых вод по высокопроницаемым прослоям;
3. Последствия ГРП, как результат:
- приобщения близко расположенных обводненных слоев фронта заводнения (латеральное приобщение);
- приобщение вмещающих водоносных прослоев в результате порыва глинистой перемычки (вертикальное приобщение);
- приобщение вмещающих водоносных прослоев в результате разрыва цементного камня при некачественном креплении скважины (заколонная циркуляция);
4. Опережающее подтягивание законтурной воды по высокопроницаемым прослоям;
5. Совокупность указанных причин.
Признак высокой обводненности продукции является необходимым, но не достаточным для отнесения скважины к обводненной по причине выработки запасов. Дополнительным признаком является количество отобранных запасов, т.е.
текущий КИН конкретной скважины.
С целью классификации скважин по условию критичности обводнения производился расчет потенциальных начальных геологических и извлекаемых запасов нефти каждой скважины. При этом оценивалась выработка запасов прослоев и скважины в целом.
Полученные значения текущих КИН по скважинам и коэффициенты обводненности скважин (Кобв) вынесены на график зависимости Кобв=f(КИН) (рис. 9). На графике нетрудно выделить область преждевременно обводненных скважин, которые требуют проведения дальнейшего анализа для определения причин обводненности и подбора ГТМ.
Кроме графиков для решения задачи готовятся геологические данные: карты значений kh, карты векторов обводненности и градиентов давления, графики добычи и закачки, карты начальных извлекаемых запасов, карты остаточных подвижных запасов, профили корреляции ГИС с вынесением на них кривыми количества остаточных запасов по пропласткам и проницаемостью прослоев, карты обводненности по годам разработки, сечения кубов насыщенности, проницаемости, давления из 3Д модели и др.
Анализ разработки и геологогидродинамическая модель залежи Созданная геологическая основа для анализа разработки позволяет обосновать причины несоответствия фактических показателей разработки - проектным.
Фильтрационная модель, построенная на базе детальной геологической модели, позволяет просчитать возможные варианты проведения геолого-технических мероприятий направленных на снижение обводенности, отбор остаточных запасов, повышение нефтеотдачи пласта и систематизировать эффекты в разных Рис. 9 - Связь текущего КИН скважин с обводненностью.
фациальных зонах.
На основе материалов изложенных в главе 4 и 5 можно обосновать пятое защищаемое положение: разработана схема трансформации принципиальной геологической модели в трехмерную геологическую геолого-фильтрационную модель и подготовки геологической основы для анализа разработки, оценки причин опережающей обводненности, обоснования ГТМ в зависимости от геологического строения участков месторождения.
В ЗАКЛЮЧЕНИИ сделаны основные выводы по результатам выполненных научных исследований.
1. Выявлены особенности геологического строения западного склона Александровского мегавала и приуроченных к этой области нефтяных месторождений. Изучаемые верхнеюрские отложения формировались в прибрежноморской обстановке осадконакопления. Современный структурный план формировался в неоген-четвертичное время.
2. В результате корреляции разрезов скважин в комплексе с технологиями палеотектонического анализа оконтурены области с различающимися условиями седиментации и лито-физическими свойствами разреза.
3. Установлено, что геологическими причинами наклонных флюидальных контактов на месторождениях западного склона Алесандровского мегавала являются неотектонические движения.
4. Использован методический подход для построения принципиальной геологической модели на основе разнородной, разномасштабной информации с максимальным учетом тектонических и седиментационных факторов, определяющих строение геологических тел переходной зоны седиментации.
5. Предложена схема трансформации принципиальной геологической модели в трехмерную геолого-гидродинамическую модель. Подготовлена геологическая основа для анализа разработки, оценки причин опережающей обводненности.
Обоснована эффективность применения ГТМ в зависимости от геологического строения участков залежи.
Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:
1. Денисов С.Б. Влияние термобарических условий на оценку запасов в терригенных и карбонатных отложениях / Денисов С.Б., Евдокимов И.В., Ставинский П.В. // НТВ Каротажник. - 2009. - № 5 (182). - С. 3-14.
2. Денисов С.Б. Генетическая интерпретация данных гранулометрии верхнеюрских отложений Аригольского месторождения / Денисов С.Б., Евдокимов И.В., Васильев В.И. // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 10. - С. 41-45.
3. Денисов С.Б. Особенности тектонического строения западной части Александровского свода (Аригольская зона) / Денисов С.Б., Евдокимов И.В. // Бурение и нефть. - 2010. - № 2. - С. 28-31.
4. Денисов С.Б. О погрешности оценки запасов / Денисов С.Б., Евдокимов И.В., Бадьянов В.А. // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 9. - С. 48-50.
5. Шульев Ю.В. Совершенствование разработки низкопроницаемых коллекторов сложнопостроенных объектов на примере Тайлаковского месторождения / Шульев Ю.В., Рязанов А.П., Денисов С.Б., Евдокимов И.В., Сутормин С.Е. // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 4. - С. 108-112.
6. Пат. 2432459 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/26. Способ разработки нефтяных залежей / Денисов С.Б., Жданов С.А., Евдокимов И.В., Тимченко Е.Р., Токарева Д.С. - № 2010142689/03; заявл. 20.10.2010; опубл. 27.10.2011.
Соискатель Евдокимов И.В.