Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор методик геологического изучения рифовых залежей нефти 1 1
2. Особенности геологического строения региона 16
2.1 Прибортовая зона Прикаспийской впадины 16
2.2 Тектоника и развитие рифогенных зон в районе работ 20
3. Геологическое строение Белокаменного месторождения 27
3.1 История открытия и освоения месторождения 27
3.1.1. История геологического изучения 27
3.1.2. Освоение Белокаменного месторождения 32
3.2 Геологическое строение рифогенной залежи нефти 34
3.2.1. Стратиграфия разреза 34
3.2.2. Особенности геологического строения рифогенной залежи
4. Анализ разработки 45
5. Геологический контроль разработки 59
5.1 Методы геологического контроля как основа совершенствования разработки 60
5.1.1. Оценка энергии пласта и текущего ВНК 64
5.1.1.1. Исследование динамики пластового давления... 64
5.1.1.2. Анализ динамики текущего ВНК
5.2 Корректировка исходной геологической модели по характеру продвижения пластовой и закачиваемой воды с использованием программы "Массив" 86
5.3 Прогноз положения западной границы по результатам бурения 93
5.4 Оценка потенциальных границ области питания на основе упругоёмкости 97
5.5 Оценка границ залежи с помощью гидропрослушивания 105
5.6 Исследование условий сохранности залежи в процессе разработки 108
5.7 Новые представления о возрасте и природе рифогенной ловушки на основе корреляции 116
5.8 Изучение продуктивной части разреза с использованием методов ГИС по контролю за разработкой 127
5.9 Рекомендации по доразведке и повышению конечного коэффициента извлечения нефти 140
Заключение 145
Литература 146
- Прибортовая зона Прикаспийской впадины
- Освоение Белокаменного месторождения
- Оценка энергии пласта и текущего ВНК
- Новые представления о возрасте и природе рифогенной ловушки на основе корреляции
Прибортовая зона Прикаспийской впадины
Методы изучения рифогенных залежей в процессе освоения и разработки находятся на стыке геологической науки с промысловой и полевой геофизикой, петрофизикой, разработкой месторождения, бурением и эксплуатацией скважин, гидродинамических и лабораторных исследований пластовых флюидов и внутрипластовых процессов.
Важной работой последних лет является монография К.И. Багринцевой (1999) [6] по изучению условий формирования и свойствам карбонатных коллекторов. Работа направлена на изучение закономерностей изменения коллекторских свойств карбонатных пород различного генезиса, состава и возраста. Разработаны методы оценки роли трещин в ёмкости пустотного пространства, характера их распространения и фильтрации в них жидкости на керновом материале. Определена значимость флюидоупоров в сохранности залежи. Большое внимание уделено геологическому изучению особенностей строения таких крупнейших рифогенных месторождений как Тенгиз, Карачаганак, Астраханское.
Значительным вкладом в разработку принципов поиска зон рифообразования или рифогенно-аккумулятивных комплексов в прибортовой зоне Прикаспийской впадины является, по мнению автора, исследование группы саратовских (под ред. Кононова Ю.С.,1986) [28] и волгоградских (Самойленко Ю.Н., 2000) [52] учёных.
Весьма важными, полезными и используемыми в практическом геологическом изучении, проектировании разработки карбонатных трещиноватых коллекторов, анализе внутрипластовых процессов вытеснения нефти и газа во времени являются работы Майдебора В.Н. (1980), Сургучева М.Л. (1985), Голф-Рахта Т.Д. (1986), Гавуры В.Е., Исайчева В.В., Курбанова А.К., Лапидуса В.З., Лещенко В.Е., Шовкринского Г.Ю. (1994), Гавуры В.Е. (1995), Лебединца Н.П. (1997) и многих других [36,32,60,15,12,13]. Геологическому изучению карбонатных месторождений в процессе разработки посвящены также отдельные разделы различных справочников, методических руководств и статей в периодических изданиях Обзор методик геологического изучения рифовых залежей [59,45,40,41,4,27,42,9,66,12,13 и др.]. Тем не менее, материалов, посвященных геологическому изучению особенностей строения рифогенных залежей в процессе освоения и разработки, явно недостаточно на фоне обилия исследований "классических" терригенных залежей. Кроме того, как было сказано выше, рифы отличаются таким многообразием неоднородностей, что результаты опыта геологического изучения одних месторождений не всегда можно переносить на другие.
В таком сложном процессе познания рифогенных залежей важными и полезными для открытых и последующих открываемых месторождений будут, по мнению автора, материалы геологических исследований, дополненные новыми данными, методами, экспериментальными исследованиями и даже просто предположениями всех специалистов, интересующихся проблемами нефтепромысловой геологии рифов или рифоподобных залежей УВ..
По Белокаменному месторождению, наряду с обычными этапами и стадиями геолого-разведочных работ, уже с первых лет пробной эксплуатации с целью уточнения западных границ залежи выполнялись дополнительные исследования: сейсморазведка в акватории р.Волга трестом "Южморнефтегеофизика" в 1991-1992 г.г., а также большой объём гидродинамических исследований КВД, КПД, и гидропрослушивание групп скважин специалистами ВНИИнефть под руководством Умрихина И.Д. , Желтова Ю.В., Ахапкина М.Ю., Максимова С.С. (1992,1993,1995) [65,63,22,21,64].
Оценка степени изученности Белокаменного месторождения проводилась Шерманом Г.Х. (1993) [68,69] и Мичуриным А.В. (1992) [43].
Лабораторией "ВолгоградНИПИнефть" в 1997г. предложена литолого-физическая модель блокового строения резервуара Белокаменного месторождения (Самойленко Ю.Н., Сердюк В.И. и др.) [50, 51].
Кроме того, продолжаются работы по гидропрослушиванию и дальнейшему бурению в западной части месторождения. Погружение кровли на западе отмечено пока только в одной скв. № 24.
Отсюда геоморфология, положение западных границ залежи, про цессы продвижения текущего ВНК до конца не выяснены. Так, например , подсчет и пересчет запасов проводились несколько раз в 1992, 1994, 1997, 2000 г.г., причём постоянно в сторону увеличения. Обзор методик геологического изучения рифовых залежей
В 1998 г. силами специалистов ВНИИнефть, с участием автора, была выполнена "Технологическая схема разработки Белокаменного месторождения" с защитой на ЦКР. Для обоснования проектных показателей использовалась постоянно-действующая геолого-математическая модель на основе отечественных программных продуктов геологического моделирования "Массив" и гидродинамического моделирования "Лаура" [18].
В результате пересмотра корреляции разреза были поставлены под сомнение возраст и природа ловушки [1,2].
В настоящее время планируется проведение речной сейсмики в транзитной зоне силами "Севморгео" (г. Санкт-Петербург) с использованием современной системы наблюдения с помощью американской аппаратуры компании "Fairfield".
Таким образом, несмотря на проведённые многочисленные исследования, проблемы дальнейшего освоения Белокаменного месторождения заставляют продолжать изучение природы рифогенной залежи. На примере изучения особенностей геологического строения и разработки Белокаменного месторождения с помощью комплексного геологического контроля автором данной работы предлагается использовать накопленный опыт и методы геологического исследования на других рифогенных залежах, как в прибортовой зоне Прикаспийской впадины, так и в других регионах.
Освоение Белокаменного месторождения
Территория Саратовской области располагается на стыке двух крупнейших нефтегазоносных провинций: Волго-Уральской и Прикаспийской. Недра северо-западных районов области отличаются гидрогеологической раскрытостью и неблагоприятными условиями для нефтегазогенерации и сохранения залежей (малоамплитудные ловушки, проводящие тектонические нарушения, отсутствие надёжных покрышек и коллекторов). В пределах основной части Саратовской области (центральные, восточные и южные районы) палеозойские отложения расположены за контурами зоны свободного водообмена и обладают значительным нефтегазовым потенциалом. Объём содержащихся в недрах углеводородов нарастает в южном и восточном направлениях, достигая максимума в Прикаспийской впадине [38].
Прикаспийская впадина является наиболее глубоко опущенной краевой частью Восточно-Европейской платформы. Толщина осадочного чехла которой изменяется от 5 до 24 км. Осадочный чехол делится кунгурской соленосной формацией, несущей все характерные черты солянокупольной тектоники, на два мегакомплекса: верхнепермско-мезозойско-кайнозойский надсолевой, преимущественно терригенный, и палеозойский, или палеозойско-протерозойский подсолевой, в котором широко развиты карбонатные формации, а в них - рифогенные постройки [28].
Погружение склонов впадины представлено в виде, так называемых, бортовых уступов, приуроченных к различным тектоно-стратиграфическим этапам и фациальным зонам. В геологическом строении Прикаспийской впадины выделяют, условно, внутренние бортовые уступы или внутриплатформенную бортовую зону, к которой приурочены такие месторождения гиганты как Астраханское, Тенгиз, Карачаганак, Оренбургское Особенности геологического строения региона и внешнее обрамление, состоящее из нескольких уступов. [6] Основными внешними уступами или крупными тектоно-седиментационными образованиями наиболее изученными и выделяемыми на территории Саратовской области являются [28]: средневерхнефранский, выделяемый только по периметру Золотовской террасы и до Степновского сложного вала, фаменско-нижнетурнейский, верхневизейско-нижнебашкирский и нижнепермский или московско-артинский (см. рис. 2.1).
Бортовой уступ или обрамление Прикаспийской впадины - это протяжённая линейная дислокация, ограничивающая на северо-западе Прикаспийскую впадину. Поднятое крыло бортового уступа осложнено структурными носами и разделяющими их понижениями. На опущенном крыле уступа параллельно ему прослеживается узкая синклинальная складка. Амплитуда уступа на Краснокутском пересечении достигает 1500 м [39].
В прибортовых частях впадины, характеризующихся наименьшими глубинами залегания поверхности подсолевого палеозоя, карбонатные отложения вскрыты большим количеством скважин, пробуренных в основном до глубин 3-5 км. В северной и северо-западной прибортовых зонах, расположенных на территориях Саратовской и частично Волгоградской областей в разрезе преобладают карбонатные формации. В органогенных и органогенно-обломочных известняках на различных стратиграфических уровнях широко развиты организмы-рифостроители [28].
С позиций нефтегазогеологического районирования рассматриваемая территория относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции. В основу нефтегеологического районирования положен тектонический и литолого-стратиграфический критерий, при этом решающее значение отдано формам залегания и фациальным особенностям осадочного чехла и, в первую очередь , средне-верхнедевонских и каменноугольных отложений. К числу структурно-тектонических зон, в пределах которых при высоких оценках перспектив нефтегазоносности остаётся крайне низкая степень промышленной разведанности, относится Прикаспийская впадина и большая часть её бортового обрамления [46]. Саратовская область Волгоградская область
Фазовое состояние большинства залежей УВ определяется вертикальной зональностью, прослеживающейся в Нижнем Поволжье. Здесь до глубины 900 м развиты преимущественно газовые залежи, приуроченные в основном к среднекаменноугольным отложениям, в интервале глубин 900-1200 м преобладают газонефтяные, нефтегазовые и нефтяные месторождения, от 1200 м до 3400 м - газоконденсатные, с меньшим количеством нефтяных и смешанных. На глубинах более 4000 м в зоне сочленения Рязано-Саратовского прогиба и Прикаспийской впадины обнаружены газоконденсатные и нефтяные залежи. Однако, изложенные выше закономерности размещения залежей УВ не могут распространяться на всю Прикаспийскую нефтегазоносную провинцию. Все открытые в Саратовской области месторождения Прикаспийской нефтегазоносной провинции сосредоточены в одной системе прибортовых поднятий [46].
Одной из особенностей развития залежей УВ и Прикаспийской впадины, в частности, являются нисходящие тектонические движения, которые при прочих равных благоприятных палеогеографических и фациальных условиях способствуют формирований региональных нефтегазоносных комплексов. Причём, чем выше скорость седиментационного прогибания, тем выше нефтегазогенерационный потенциал нефтематеринских пород [10]. Хотя предельных значений этого параметра не установлено, минимальная критическая величина скорости прогибания для северных областей Волго-Уральской провинции установлена в 25 м/млн. лет. Эта величина, по мнению некоторых исследователей (Назаркин Л.А .- 1979), определяет пространственные границы УВ продуцирующих формаций [44].
Для нижнекаменноугольного комплекса Прикаспийской впадины удалось установить, что минимальные скорости прогибания 20-30 м/млн. лет тяготеют к бортовым частям, а максимальные - до 84, 6 м/млн. лет, к её центру [10]. Особенности геологического строения региона
Оценка энергии пласта и текущего ВНК
Изучение геологии Саратовского Поволжья и его левобережной части началось в 1935 г. Геофизические работы регионального характера (электроразведка, аэромагнитная и гравиметрическая съёмки), проводимые здесь в 1940 г., дали возможность получить общее представление о стратиграфической принадлежности пород как выходящих на дневную поверхность, так и вскрываемых структурными скважинами.
В 40-е годы, после открытия Соколовогорского газонефтяного и Елшанского газонефтяного месторождений, началось наращивание объёмов структурного бурения и геофизических работ. В итоге определены общие представления об осадочных породах, потенциальных коллекторах и покрышках, наиболее целенаправленно производился выбор первоочередных объектов для поисково-разведочного бурения. Геологическое строение БЕЛОКАМЕННОГО месторождения
В 50-е годы широкое распространение получили методы структурного бурения. На ряде структур, рекомендованных к глубокому бурению, открыты месторождения нефти и газа, в том числе одно из крупнейших в Саратовском Заволжье - Степновское газонефтяное.
Несмотря на это, геолого-геофизическая изученность территории Саратовского Заволжья оставалась по-прежнему крайне низкой. Площадными геофизическими работами последующих лет, основной объём которых был сконцентрирован в районе левобережья, охватывались перспективные территории Степновского сложного вала Прикаспийской впадины. За период с 1965 г. по 1975 г. было установлено, что палеозойские карбонатные образования имеют структурно-фациальную расчленённость. На фоне общего погружения терригенных отложений девона в перекрывающих карбонатных отложениях прослеживаются зоны увеличенных толщин: верхнедевонско-турнейских, верхневизейско-нижнебашкирских и нижнепермских, с регрессивным смещением более молодых отложений в сторону Прикаспийской впадины (см. рис. 2. 1., рис. 2. 4.). Структурные формы, закартированные в пределах карбонатных зон, прогнозировались как продуктивные. Глубокое поисково-разведочное бурение частично подтвердило это предположение. В конце 60-х и начале 70-х годов были открыты Краснокутское и Мокроусовское месторождения с залежами газа в карбонатной перми.
В 1970 г. Ровенской сейсмической партией №1370 во внешней части бортовой зоны было подготовлено по терригенным отложениям девона Западно-Ровенское поднятие.
В 1971 г. по горизонтам перми, карбона и девона была подготовлена Северо-Лиманская структура. Поисково-разведочное бурение подтвердило наличие указанного поднятия. Было открыто многопластовое нефтегазовое Лиманское месторождение.
В 1975-1976 г.г. Ровенской сейсмической партией №1675 в пределах бортовой зоны Прикаспийской впадины по отражающим горизонтам карбона и девона выявлена структурная терраса, осложнённая приподнятыми зонами. В 1980 г. сейсморазведочными работами в этом районе подготовлены Рогожинская и Прибрежная структуры, на которых промышленные притоки нефти получены из терригенных отложений нижнего карбона. Геологическое строение БЕЛОКАМЕННОГО месторождения
В 1983 г. детализационными работами сейсмопартии №0583 было подготовлено Грачёвское поднятие, расположенное к северу от Лиманского месторождения.
Гравиметрическими работами, проводимыми на этой территории в 1980-1984 г.г было установлено, что все локальные максимумы гравитационного поля, как правило, соответствуют структурам, выявленным или подготовленным сейсморазведкой. Так, в пределах бортовой гравитационной ступени выявлена кольцевая аномалия, к которой приурочено Лимано-Грачёвское месторождение, и что в гравитационном поле находят чёткое отображение соляные купола, прослеживающиеся вдоль бортовой зоны Прикаспийской впадины.
В 1985 г. на пойменной террасе р.Волги у с. Черебаево впервые были проведены сейсмические работы МОП" трестом "Саратовнефтегеофизика".
Основанием для проведения работ послужило близкое расположение Северо-Лиманского и Грачёвского газонефтеконденсатных месторождений, а также полное отсутствие каких-либо данных о строении этого участка.
Луговской сейсморазведочной партией №0585 был зафиксирован антиклинальный перегиб на уровне нижнего карбона и терригенного девона амплитудой около 40 м. Выявленную структуру назвали Белокаменной.
В 1986-1987 г.г. Васнецовской сейсморазведочной партией №0586 на структуре проведены работы МОП" с целью подготовки её под поисково-разведочное бурение. В результате проведённых работ по кровле терригенного девона закартирована приподнятая зона амплитудой 20 м, выше по разрезу по комплексу признаков выделено рифогенное образование позднефранского возраста с седиментационной высотой более 500 м.
В июле 1987 г. трестом "Саратовнефтегеофизика" на Белокаменную структуру выдан паспорт, в котором рекомендовано бурение разведочной скв. № 1 в своде структуры. Скважина была закончена бурением в 1989 г. и стала первооткрывательницей Белокаменного месторождения, где продуктивными оказались рифогенные карбонатные отложения евлано-ливенского (как принято) горизонта на глубине 3400-3420 м.
Новые представления о возрасте и природе рифогенной ловушки на основе корреляции
Организация ППД, безусловно, замедлила темпы падения пластового давления, но ввиду высоких темпов отбора, слабого проявления естественного упруговодонапорного режима, давление в пласте оказалось настолько «посаженным», что объёма воды, закачанной в 1995 г., оказалось явно недостаточно для более активного режима вытеснения, чем режим, создавшийся к началу 1995 г (см. рис. 4.2.).
В 1996 г. в разработку были введены скв. 7,33,89,100. Все скважины, кроме 33, были освоены через открытый ствол. Общий добывающий фонд составил 21 скважину. 1996 г. можно считать началом интенсификации добычи нефти за счёт ППД, так как заметно улучшились фактические показатели разработки: годовая добыча составила 573,3 тыс.т, темп разработки - 4,8%, степень выработанное -23,4%, текущий КИН - 0,097, годовая добыча на 1 скважину - 27,3 тыс.т, то есть осталась практически на том же уровне. Объём закачки воды в 1996 г увеличился почти в 10 раз и составил 594 тыс.м3 или 65% годовой компенсации отборов жидкости. Развитие ППД незамедлительно сказалось на росте пластового давления до 29,0-30,0 МПа ( см. рис. 4.1., 4.2.), снижении газового фактора до 109 м3/т и незначительном росте обводнённости в среднем до 3,1%.
Эффективность метода ППД, при весьма сложном и до сих пор изучаемом характере распространения коллекторов, оказалась очевидной.
В 1997 г. в эксплуатацию введены скв. 23,29,31,40 и 57, а выведены скв. 36 и 22. Причины остановки: по скв.36 - рост обводнённости и прекращение фонтанирования. По скв. 22 - прекращение фонтанирования при обводнённости 20%. Следует отметить, что скв. 36 находится на одной линии с нагнетательной-скв. 8 и ранее обводнившейся скв. 20. После проведения длительных водоизоляционных работ и ГИС (ИННК), скважину перевели на вышележащий объект, и она была вновь введена в эксплуатацию в 1998 г. Водоизоляционные работы по скв. 22 также не дали положительного результата.
Одной из проблем производства является низкая эффективность водоизоляционных работ, обусловленная геолого-техническими причинами: плохой приёмистостью цементного раствора, большой глубиной, наличием наклонно-направленного ствола, высокой пластовой температурой (+95С). Анализ разработки
Таким образом, общий добывающий фонд в 1997 г. составил 24 скважины. Годовая добыча 584 тыс.т нефти, темп отбора составил 4,9%, при средней обводнённости 3,9%. Годовая добыча на 1 скважину снизилась до 24,3 тыс.т. Объём закачки снизился (см. рис. 4.2.) до 440,2 тыс.м3. Пластовое давление в целом по залежи было на прежнем уровне 28,6-29,0 МПа, но местами оно было ниже давления фонтанирования 28,0 МПа безводной нефтью или недостаточно для скважин с растущей ( 25%) обводнённостью (скв. 36, 22). Важным элементом анализа является фактическое отсутствие гидродинамической связи между интервалом закачки воды в скв. №8 и скв. №36. Область распространения повышенного давления от ППД не захватила нижележащий (в скв. 36) интервал дренирования, что привело к остановке скважины. Причиной такого явления могут быть только геологические особенности распространения проницаемых и непроницаемых пропластков, линзовидно-пластовый характер распространения коллекторов.
В 1998 г. из бурения ввели скв. 17, 32, 60 и 44 и из капремонта - скв. 36. Из-за резкого роста обводнённости до 58,8% прекратила фонтанирование скв. 37. Добывающий фонд составил 28 скважин. Годовая добыча составила 588 тыс.т, темп разработки остался прежним - 4,9%, годовая добыча на 1 скважину продолжала снижаться и составила 21 тыс.т. Степень выработанности запасов составила 33,3%. Средняя обводнённость - 6,7 %.
В силу технико-экономических причин в 1998 г. объём закачки был значительно снижен до 235 тыс. м3 в год. Пластовое давление вновь стало падать, и хотя в среднем по залежи оно оставалось на уровне 28,5 МПа, локальные минимумы составляли 26,5-27,0 МПа, и только благодаря началу внедрения так называемой бустерной эксплуатации-разновидности газлифта, удалось поддерживать работу действующего фонда. Начинается перевод скважин на механизированный способ эксплуатации. Дальнейшее падение давления привело бы к прекращению фонтанирования большинства скважин.
В 1999 г. началось активное развитие ППД. Годовой объём закачки составил 743,5 тыс.м3 , пластовое давление вновь стало расти и поднялось в среднем к концу года до 29,0 МПа, с наличием локальных минимумов, связанных либо с высокими отборами, либо с характером распространения коллекторов. Годовая добыча достигла 607,7 тыс.т, а темп отбора 5%. Текущий КИН - 0,137. Резко начала расти обводнённость, которая к концу года достигла 15,5%. В 1999 г. не было остановлено ни одной скважины, из бурения были введены 5 новых Анализ разработки скважин: 46,18,61,28,71. Фонд добывающих скважин составил 33 единицы. Скв. 28 и 71 находятся на северном куполе и с первых дней освоения оказались обводнены, эксплуатация их окажется возможной только мехспособом.
Как видно из истории разработки в течение 1996-1999 г.г. темп разработки оставался стабильным 4-5%, что соответствует правилам разработки [48]. Ввод новых скважин и ППД дали возможность сохранить стабильную добычу нефти. Несмотря на то, что добывающий фонд увеличился до 33 скважин по сравнению с 17-ю в 1995 г., темп разработки возрос всего на 1,1%. Годовая добыча по сравнению с 1992 г. упала в 2 раза. Рост обводнённости северного купола, падение давление в I квартале 1999 г. не позволяли надеяться не только на увеличение добычи, но даже на максимально возможное продление второй стадии разработки, то есть на сохранение уровня добычи нефти около 600 тыст в год.
Поэтому, начиная с 1999 г. и по настоящее время ОАО «Саратовнефтегаз» реализовало программу ППД, как основной энергетический резерв фонтанного способа эксплуатации. Была пробурена и введена в эксплуатацию нагнетательная скв. 39 в средней части залежи на восточном склоне. Введена под нагнетание скв. 14 с восточной части северного купола. К концу года компенсация отборов жидкости составила 74,3%, что несколько ниже проектной - 93%.
Для периода 2000-2001 г.г. важным является дальнейшее разбуривание месторождения в западном направлении (скв. 48,51,61,78,53,24,69), причём во всех скважинах погружения западного склона, за исключением скв. 24, не отмечено. Для реализации программы ППД были пробурены нагнетательные скв. 68 и 78.
Годовая добыча 2000 г. - 610,6 тыст, темп разработки - 5,12% обводнённость - 20%, годовая закачка - 802,4тыст. Пластовое давление к концу года поднялось в среднем до 29,5 МПа.
Важнейшим результатом бурения и разработки стало уточнение геологической модели месторождения: расширение свода, уточнение режима работы залежи, уточнение особенностей фациального строения рифогенной ловушки с более массивно-трещиноватой юго-западной частью- ядро рифа, наличием проницаемых напластований в северной и восточно-юго-восточной части, что соответствует структуре рифового шлейфа или области сноса продуктов субаэральной эрозии.
