Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Представления о геологическом строении карбонатного разреза залежи высоковязкой нефти 7
1.1. Развитие представлений о геологическом строении залежи высоковязкой нефти 7
1.2. История освоения каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти 14
Глава 2. Общие сведения о геологического строении и нефтегазоносность Усинского месторождения 18
2.1. Стратиграфия 18
2.2. Тектоника 29
2.3. Нефтегазоносность 32
Глава 3. Детальная корреляция разрезов скважин и особенности залегания карбонатных отложений в резервуаре залежи высоковязкой нефти 36
3.1. Методические приемы корреляции разрезов скважин 36
3.2. Результаты детальной корреляции карбонатного разреза залежи высоковязкой нефти 46
3.3. Типизация карбонатного разреза и выделение биогермных известняков методами ГИС.60
3.4. Особенности распространения биогермных тел по площади и разрезу 70
Глава 4. Особенности тектонического строения карбонатного разреза и их влияние на разработку залежи 80
4.1. Методические приемы при выявлении особенностей тектонического строения залежи высоковязкой нефти 80
4.1.1. Последовательное палеопрофилирование 80
4.1.2. Анализ карт толщин 92
4.1.3. Анализ структурных построений 100
4.2. Влияние выявленных особенностей тектонического строения на разработку залежи высоковязкой нефти 110
Заключение 121
Библиографический список использованной литературы 123
- История освоения каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти
- Тектоника
- Результаты детальной корреляции карбонатного разреза залежи высоковязкой нефти
- Последовательное палеопрофилирование
История освоения каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти
Усинское месторождение открыто в 1963 г., когда при опробовании в опорной скв. № 1 (интервал 1216-1305 м) каменноугольно-нижнепермских карбонатных отложений был получен приток тяжёлой высоковязкой нефти. Залежь лёгкой нефти в терригенных отложениях среднего девона выявлена в 1968 г. поисковой скв. № 7, в которой с глубины 3080-3144 м получен мощный фонтан дебитом 665 т/сут при штуцере 20 мм. В 1972 г. при опробовании разведочной скв. № 32 испытателем пластов получен приток лёгкой нефти из доломитов серпуховского надгоризонта.
На дату первого подсчета запасов (1972 г.) по результатам бурения 14 скважин предполагалось, что залежь высоковязкой нефти приурочена к единому слоистому карбонатному массиву. По сложности геологического строения залежь была отнесена к типу простых [39].
В геологической части технологической схемы 1985 года [11] разрез каменноугольно-нижнепермской залежи в связи с выявленными зональными изменениями условий осадконакопления характеризовался более сложным, чем казалось ранее, строением. Так, были установлены резкие смены толщин продуктивных отложений и зональные изменения типов отдельных интервалов разреза при относительной выдержанности его общей толщины. Эти изменения связывались с размывами и перерывами в осадконакоплении, достигавших несколько десятков метров (до 56 м) в пределах отдельных зон. Кроме того, было высказано предположение, что размывы и перерывы в осадконакоплении связаны с разной тектонической активностью отдельных зон. Учитывая жесткость карбонатных пород, тектоническая активность способствовала формированию вертикальной трещиноватости карбонатных пород той же ориентировки, что и у разрывных нарушений фундамента, хотя по данным бурения видимых тектонических нарушений в пределах каменноугольно-нижнепермской залежи установлено тогда не было.
При выполнении детальной корреляции разрезов скважин в той же работе в пределах московского яруса было выявлено стратиграфическое несогласие, над которым установлен «базальный» пласт, перекрытый в большинстве скважин пачкой плотных известняков. В отдельных скважинах в пределах этой пачки выделялись продуктивные пропластки. Эта пачка являлась естественной границей, отделявшей нижнюю часть разреза от средней. В связи тем, что в этой пачке выделялись продуктивные пропластки, в совокупности с трещиноватостью залежь считалась единой гидродинамической системой. В верхней части разреза выделялась пачка плотных известняков, выше которой разрез характеризовался изменчивостью общих и эффективных толщин за счет регионального размыва кровли продуктивной толщи каменноугольно-нижнепермской залежи. С учетом этих особенностей было выделено 3 эксплуатационных объекта.
В тот же период 1985 – 1987 гг. некоторыми учеными (Д.В. Коновалов, А.В. Петухов) также высказывались предположения о наличии в карбонатных коллекторах залежи высоковязкой нефти высокопроницаемых зон, связанных с повышенной трещиноватостью. Они предложили методику выявления ареалов зон тектонического разуплотнения на основании разделения разреза каменноугольно-нижнепермской залежи на высокоомную (верхнюю) и низкоомную (нижнюю) части. Однако такой подход выделения зон трещиноватости не совсем корректен, так как не учитывает условия залегания карбонатных пород в пределах залежи. Но, стоит заметить, что тезис о связи наличия сероводорода в продукции скважин с зонами трещиноватости, полученный авторами в дальнейшем, оказался верен [16, 27].
В 1998 году при составлении отчета по подсчету запасов нефти каменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения геологическое строение залежи было пересмотрено [4, 28]. Так, фактические материалы показывали, что в объеме резервуара имеются зоны как со слоистым строением, в основном на крыльях структуры, так и зоны с рифовыми массивами. В процессе разработки залежи отмечались прорывы подошвенных вод по всей 350-метровой высоте в центральной части залежи, что свидетельствовало об отсутствии слоистости на этих участках. В тот же период по данным бурения, а также методами сейсморазведки на северных от Усинской структурах Колвинского мегавала (Возейской, Южно-Хыльчуюской) в каменноугольно-нижнепермской толще было установлено развитие органогенных построек типа рифов.
В 1998 году исходя из региональной закономерности и на основании комплексного анализа всех материалов, предполагалось развитие органогенных построек в центральной части Усинской площади, которая, замыкая южную оконечность Колвинского мегавала, занимала в тектоническом отношении наиболее выгодные для роста таких построек положение. Палеоструктурный анализ показал, что центральная сводовая часть Усинской структуры в течение позднекаменноугольного и раннепермского периодов возвышалась в рельефе морского дна в виде поднятия субмеридионального простирания.
На основе детальной корреляции разрезов скважин, пробуренных на тот момент, и литолого-фациального анализа в пределах залежи были выделены три фациальные зоны, обусловленные различием условий седиментации (рис. 2): В разрезе каждой зоны были выделены пачки, отличающиеся структурой и составом слагающих их карбонатных пород. Всего было выделено 14 промысловых пачек (снизу вверх 0-13), но в результате предверхнепермского размыва во многих скважинах происходит выпадение некоторых пачек из разреза вплоть до пачки 8 на восточном крыле и северной периклинали структуры.
По литологической характеристике слагающих карбонатную толщу пород в указанной работе выделялось два типа разреза.
Первый тип разреза вскрыт скважинами, которые располагаются вдоль западного и восточного крыла залежи высоковязкой нефти. В разрезе этих скважин нижняя часть продуктивной толщи представлена переслаиванием 8-12 метровых пластов водорослевых, органогенно-водорослевых известняков и 0.5-1.5 м аргиллитоподобных глин. Известняки участками доломитизированы. Рассматриваемая часть разреза каменноугольно-нижнепермской толщи хорошо коррелируется по кривым ГИС.
Снизу вверх в толще выделены четыре промысловые пачки - 0, 1, 2, 3. Над пачкой 3 (под индексом репер 4) залегает толща органогенных и органогенно-детритовых известняков, в той или иной степени доломитизированных, с прослоями вторичных доломитов (до 15 %). В этой толще выделяются две промысловые пачки - нижняя 4, верхняя - 5.
Выше по разрезу залегают химически чистые неслоистые массивные известняки. Ввиду большой толщины (около 80 м) эта неслоистая часть разреза массивных известняков выделяется как сумма продуктивных пачек - 6+7+8.
Над химически чистыми массивными известняками залегает толща слоистых детритовых криноидно-мшанковых известняков. Наличие глинистых прослоев небольшой (0.5-2.0 м) толщины позволяет в разрезе выделить промысловые пачки с 9 по 13.
Второй тип разреза вскрыт скважинами в центральной сводовой части структуры. В низах этого типа разреза строение аналогичное нижней части первого типа, отложения также сложены пачками органогенно-водорослевых известняков -0, 1, 2 и 3.
Тектоника
Нарьянмарская свита (верхний триас). Отложения развиты в неполном oбъeмe, бoльшaя чacть иx paзмытa, пpeдcтaвлeны пpeимущecтвeннo песчаниками пoлимиктoвыми, мeлкo- и среднезернистыми, участками сильно известковистыми, с редкими пpocлoями глинистых aлeвpoлитoв. Толщина отложений от 13 до 206 м.
Юрская система. На размытой поверхности верхнетриасовых отложений залегают осадки юрской системы, представленной средним и верхним отделами. Толщина отложений колеблется от 80 до 320 м.
Средний отдел. Верхняя граница отложений проводится в основании песчано-алевритовой толщи с раковинным детритом пелеципод и железисто-карбонатными конкрециями, характерными для келловейских пород. Отложения представлены песками пoлимиктoвыми, cepыми и белыми, oт тoнкo- дo кpупнoзepниcтыx, в нижнeй чacти со слабоокатанными обломками каолиновой глины и каолина, с маломощными пpocлoями серых слюдистых глин и aлeвpoлитoв. Толщина отложений 60-123 м.
Верхний отдел. Верхняя граница отложений проводится по смене глауконитовых песков и алевролитов четвертичными суглинками. Отложения представлены песками пoлимиктoвыми, peжe квapцeвыми и глауконитовыми, зеленовато-серыми и cвeтлo-cepыми, c железисто-карбонатными конкрециями в нижней чacти, c пpocлoями cepыx нepaвнoмepнo песчанистых алевролитов и глин. Толщина меняется в пределах 8-215 м.
Меловая система. Отложения выделены условно. B составе - морские ocaдки, пpeдcтaвлeнныe aлeвpoлитaми и песками полимиктовыми и глауконитовыми, с галькой кварца и кремня, известково-фосфористых соединений с пpocлoями темно-серых глин. Толщина изменяется от 0 до 130 м на погружениях.
Кайнозойская группа. На размытой поверхности нижележащих отложений залегают четвертичные осадки, представленные песками серыми и желтыми, разнозернистыми с кварцевой и кремневой галькой, суглинками тeмнo-cepыми, плотными и глинистыми темно-серыми, aлeвpитиcтыми и песчанистыми. Толщина колеблется от 73 до 130 м.
B тектоническом отношении Уcинcкoe месторождение (рис.4) приурочено к одноименной антиклинальной структуре, осложняющей южную оконечность Koлвинcкoгo мeгавaлa Tимaнo-Пeчopcкoй провинции. Колвинский мегавал занимает северную часть Печоро-Колвинского авлакогена (ПКА). Вдоль его юго-западной и северо-восточной границ простираются крупные инверсионные Печоро-Кожвинский и Колвинский мегавалы.
Рисунок 4 – Выкопировка из картосхемы размещения фонда структур по состоянию на 1.01.2005г. (Составлена ОАО “Севергеофизика”с использованием материалов ТП НИЦ, УКП УНГГ в 2004г.)
B современном структурном плане Колвинский мегавал состоит из кулисообразно расположенных кpупныx брахиантиклинальных складок северозападного простирания – Поморского, Ярейюского, Харьягинского, Возейского и Усинского. Все они, за исключением первых двух, своей морфологией, историей развития и положением в современном плане связаны с Главным разломом Колвинской системы. Особенностью Колвинского мегавала является значительная разница в характере залегания и дизъюнктивной тектонике структурных этажей, участвующих в его строении. Так, мощная толща верхнеордовикско-нижнедевонских отложений (до 3,5 км) заполняет Усинскую брахисинклиналь и Харьягинскую депрессию. Их разделяет выдвинутый по нарушениям Возейский горст, где в результате предраннефранского размыва толщина нижнепалеозойского структурного этажа сократилась местами до 0,2 км. В противоположность нижнему этажу с его блоково-ячеистым строением, в верхних этажах прослеживаются довольно пологие структуры. Две из них – Усинский и Харьягинский валы оказались инверсионными, а Возейский вал большей частью перекрывает одноименный горст фундамента. Многочисленные разломы Колвинского мегавала можно распределить на три группы в соответствии с этапами его развития. Первая группа – это нарушения досреднедевонских грабенов, вторая – связана с дифференцированным подъемом отдельных блоков грабена в раннефранское время и третья – с общей инверсией мегавала по триасовый период включительно.
Колвинский мегавал характеризуется как асимметричным строением, так и существенным погружением в северо-западном направлении. Западные крылья структур в южной части мегавала, как правило, более пологие, чем восточные, которые осложнены крупноамплитудными тектоническими нарушениями.
Усинская структура по всем маркирующим горизонтам представляет собой асимметричную антиклинальную складку северо-северо-западного простирания.
По кровле нижнепермских (сакмарский+ассельский яpуcы, отражающий горизонт I) отложений Усинская складка по замкнутой изогипсе минус 1900 м имеет размеры 61 x 11-19.5 км. Амплитуда поднятия составляет 915 м. Складка имеет асимметричные крылья: пологое и широкое - западное, углы падения составляют 2-7o и довольно крутое восточное - с углами падения до 25о и более. Амплитуда и асимметричность складки начинают сглаживаться с верхнепермского времени. Это происходит за счет увеличения толщин терригенных отложений на крыльях складки. В отчете по подсчету запасов 1998 года [28] отмечается, что крупные разрывные тектонические нарушения регионально наблюдаются вдоль восточного борта Колвинского мегавала. Более мелкие, зафиксированные в пределах Усинской структуры, затухают в ангидритах серпуховского яруса нижнего карбона. На профилях и структурных картах, построенных по пластам среднего карбона и вышележащим горизонтам, осложняющие (секущие) их разрывные нарушения уже не отмечаются. Тем не менее, они, как считалось, сыграли несомненную роль в развитии органогенных карбонатных массивов в верхнекаменнугольной и нижнепермской системах на Усинской структуре. Кроме того, последующие подвижки по ним, пусть даже пликативного характера, приводили к появлению трещиноватости и развитию карста в продуктивной части каменноугольно-нижнепермской толщи.
Развитие нижнепермских ассельско-сакмарских биогермных построек в северных районах провинции установлено давно.
Большим количеством геологических исследований ранее было выявлено, что в позднем карбоне - ранней перми на севере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции располагался мелководный бассейн с преобладанием карбонатного осадконакопления. Палеоморфологическая ситуация и условия седиментации в пределах этого бассейна были неодинаковы. Вероятно, размещение органогенных построек, как линейно группирующихся, так и одиночных, контролировалось не только бортовыми зонами палеобассейна, но и начавшими развиваться в этот период Колвинским и другими валами. Крылья валов, видимо, представляли собой седиментационные уступы, а своды - возвышения в рельефе морского дна, благоприятные для роста органогенных построек.
Палеоструктурный анализ, проведенный сотрудниками института ПечорНИПИнефть, показал, что центральная сводовая часть Усинской структуры в течение верхнего карбона – нижней перми возвышалась в рельефе морского дна в виде поднятий субмеридионального простирания.
Результаты детальной корреляции карбонатного разреза залежи высоковязкой нефти
Детальная корреляция разрезов скважин является основным методом изучения внутреннего строения недр, построенным на принципе сопоставления разрезов скважин c целью выделения и прослеживания по площади одноименных комплексов, горизонтов, пластов-коллекторов и непроницаемых прослоев между ними. Этот метод позволяет выяснить условия залегания продуктивных горизонтов, степень постоянства толщины и параметров, выявить пути фильтрации флюидов.
Построение схем корреляции по каменноугольно-нижнепермским отложениям в пределах Усинского месторождения вызывает, как будет показано ниже, значительные трудности, поскольку большая часть разреза подвержена стратиграфическим несогласиям, а весь он разбит на множество тектонических блоков. Выявление подобного рода нарушений требует применения ряда методических приемов при корреляции разрезов скважин, чтобы добиться результата, объективно отражающего на схеме корреляции реальную обстановку осадконакопления карбонатных отложений. К числу таких приемов относятся: - выбор комплекса наиболее информативных кривых ГИС; - усиление масштаба записи визуально наименее информативных кривых ГИС при корреляции; - предварительная корреляция по одной кривой с последующей ее проверкой по остальным геофизическим кривым; - растяжение и сжатие кривых ГИС в интервале вертикальных масштабов от 1:1000 до 1:100 и выше; - закраска интервалов, ограниченных одной или двумя кривыми; - последовательное палеопрофилирование с неоднократной сменой линий сопоставления в разрезе отложений в разных направлениях по высоте. Материалы данных ГИС на Усинском месторождении представлены довольно широко: метод собственной поляризации (СП), индукционный каротаж (ИК), потенциал-зонд (ПЗ), боковой каротаж (БК), гамма-каротаж (ГК), нейтронный гамма-каротаж (НГК), каверномер (КВ) и др. Необходимым условием получения корректных результатов при проведении детальной корреляции разрезов скважин является оценка качества кривых ГИС и определение приоритетов среди методов ГИС.
Из-за неудовлетворительного качества кривых бокового каротажа при проведении работ по сопоставлению геологических разрезов скважин он не использовался.
Детальная корреляция разрезов скважин была выполнена в программном комплексе «Autocorr». В проект были загружены исходные данные, такие как: условные устьевые координаты скважин, каротажные диаграммы всех 1311 скважин, инклинометрия. На основе этих данных построена триангуляционная сеть Делоне для выполнения детальной корреляции разрезов скважин (рис. 5).
Скважины каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения, объединенные в триагуляцию Делоне.
Для детального изучения карбонатного разреза Усинского месторождения установлено, что наиболее информативными методами являются методы ИК, ПЗ, ГК и НГК (рис. 6, 7).
На рисунке 6 видно, что скважины коррелируются, то есть в соседних скважинах можно установить одновозрастные интервалы, а это свидетельствует, что изучаемый разрез имеет слоистую структуру.
Комплекс методов ГИС для выполнения детальной корреляции разрезов скважин (ИК – синяя кривая, ПЗ – зеленая, ГК – розовая, НГК - черная).
Методом индукционного каротажа ИК хорошо выделяются границы продуктивной части. Повышение показаний ИК (электропроводности) в верхней и нижней части разреза представляют собой, соответственно, кровлю и подошву продуктивного интервала.
Следующим методом для выполнения корреляции был выбран потенциал-зонд (ПЗ), который также хорошо дифференцируем на всем продуктивном интервале и дополняет исследования ИК. Если метод ПЗ имеет максимумы в высокопористых интервалах, заполненных нефтью, то кривая ИК, наоборот, отражает максимумами неколлектор за счет высоких значений связанной воды.
Метод ИК позволяет не только выделить кровлю и подошву продуктивной части залежи, но и при дополнительной дифференциации индукционного метода в центральной части разреза хорошо видны детали, по которым можно контролировать корреляцию продуктивной части разреза (рис. 7).
Несколько хуже в продуктивной части разреза дифференцируются кривые нейтронного гамма-каротажа (НГК) и кривая гамма-каротажа (ГК), которые лучше работают в верхней части разреза, при повышении глинистости. Кривая НГК, кроме того, характеризует общую пористость. Таким образом, при изучении продуктивной части разреза каменноугольно-нижнепермской залежи для выполнения детальной корреляции основной упор делался, прежде всего, на методы ПЗ и ИК, в меньшей степени на НГК и ГК.
Детальная корреляция разрезов скважин проводилась в программном комплексе «AutoCorr» в два этапа. На первом этапе осуществлялась парная корреляция разрезов скважин в автоматическом режиме. Средняя ошибка автоматической корреляции составила порядка 2 м.
На втором этапе в интерактивном режиме прослеживались все стратиграфические подразделения, слагающие изучаемый разрез. В качестве опорной была выбрана скважина № 1142 (рис.8), которая пробурена в центральной части залежи и хорошо сопоставляется со всеми рядом расположенными скважинами. На нее были нанесены стратиграфические отбивки из подсчета запасов 1998 года (промысловые пачки 0 – 11). С целью максимальной детализации отложений некоторые пачки были дополнительно разделены на пропластки и прослои.
Согласно рисунку 8, снизу вверх в разрезе выделяются следующие пачки: 0-С2b, 1-С2b, 2-1C2, 2-2C2, 2-2C2b+m, 3-1, 3-2, 3-3, 4-1, 4-2, 4-3, 5-1, 5-2, 5-3, 6C3k+g, 8 (пропластки 8-1, 8-2, 8-3, 8-4, 8-5, 8-6, 8-7, 8-8), 9 (пропластки 9-1, 9-2), 9-3, 10-1, 10-2, 10-3, 11Pa+s. Кроме того, пропласток 8-3 был дополнительно разделен на 5 прослоев (8-3-1, 8-3-2, 8-3-3, 8-3-4, 8-3-5), а 9-1 на 2 (9-1-1, 9-1-2). В кровле пачки 11Pa+s залегает глинистая пачка, которая является покрышкой залежи. Таким образом, всего было прослежено 40 корреляционных границ.
Выделенные в разрезе по данным ГИС пачки, пропластки и прослои увязаны с результатами исследований керна.
Расчленение изучаемого разреза на стратиграфические подразделения, пласты (пачки), пропластки и прослои При выполнении детальной корреляции было установлено, что различные методы ГИС являются приоритетными в различных частях изучаемого разреза. Поэтому в целом разрез каменноугольно-нижнепермских отложений был условно разделен на 4 части, которые соответствуют стратиграфическим интервалам разреза: первая - от пачки 0-С2b до пачки 3-3 (отложения башкирского яруса и нижнемосковского подъяруса), вторая - 4-1 – 5-C2m (верхнемосковский подъярус), третья - 6C3k+g – 8-8 (верхний отдел каменноугольной системы) и четвертая - 9-1 - 11Pa+s (ассельский ярус нижнего отдела пермской системы).
Так, в первой части разреза (0-С2b – 3-3) пласты четко фиксируются по нейтронному-гамма каротажу (НГК), гамма-каротажу (ГК), а также по индукционному каротажу (ИК).
Во второй части разреза низы пачек 4-1 – 5-3, четко фиксируются по индукционному каротажу. Выше начинает превалировать потенциал-зонд, подробно характеризующий карбонатные отложения, слагающие пачки 4 и 5.
В третьей (6C3k+g – 8-8 – средний объект разработки) и четвертой (9-1 – 11Pa+s – верхний объект разработки) условных частях разреза наиболее информативными явились потенциал-зонд и нейтронный-гамма каротаж, четко фиксирующие биогермные тела. Индукционный каротаж, кроме всего прочего, использовался для контроля результатов корреляции.
Последовательное палеопрофилирование
Каменноугольно-нижнепермская залежь содержит нефть со сверхвысокими значениями вязкости (710мПа с). Учитывая осадочно-миграционную теорию происхождения нефти, нефть не могла образоваться и мигрировать в природном резервуаре столь сложного строения с такими значениями вязкости. Таким образом, на состав и свойства нефти повлияли различные геологические факторы.
Сверхвысокая вязкость нефти, залегающей в карбонатах каменноугольно нижнепермских отложениях, объясняется наличием зон активной трещиноватости. Глинистая покрышка залежи имеет толщину всего 10 – 15 метров, которая, при наличии многочисленных зон активной вертикальной трещиноватости всего разреза, а также при высоте залежи 350 метров, не может быть надежным экраном. Сравнимая по размерам (размеры основной залежи в пределах контура нефтеносности составляют 22 х 7.8 - 4.5 км, высота залежи 560 м) среднефаменская залежь нефти (вязкость 2,1мПа с), перекрывается мощными глинами кыновского, саргаевского, доманикового горизонтов толщиной порядка 250 метров. Такая покрышка, даже при наличии выявленных тектонических нарушений и связанных с ними зонами вертикальной трещиноватости, является надежным экраном для легких и летучих компонентов, что обуславливает постоянство вязкости пластовой нефти в истории.
Таким образом, выявленная в пределах каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти вертикальная трещиноватость всего карбонатного разреза при слабой глинистой покрышке толщиной 10 – 15 метров обусловила потерю нефтью залежи легких и летучих компонентов, и приобретение сверхвысокой вязкости нефти – 710 мПа с.
В 2012 году была проведена переинтерпретация данных сейсморазведки на западе и юге залежи. По результатам переинтерпретации было выделено большое количество тектонических нарушений, которые являются продолжением зон активной трещиноватости, выделенных по результатам детальной корреляции (рис. 56). Кроме того, плотность разломов, выделенных по данным сейсморазведки в неразбуренной части залежи, соответствует плотности разломов, выделенных в ходе данного исследования.
Карта общих толщин с нанесенными границами тектонических блоков, выделенных по результатам детальной корреляции (красные линии) и тектоническими нарушениями, выделенными по данным сейсморазведки (синие линии)
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографического списка использованной литературы. Общий объем работы составляет 130 страниц и включает 56 рисунков.
Исходными данными для работы послужили материалы ГИС по 1311 скважинам, данные сейсмических исследований, а также результаты разработки каменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения.
Основные результаты проведенного исследования:
1. Выполнена детальная корреляция разрезов всех скважин каменноугольно-нижнепермских отложений в пределах Усинского месторождения в ПК «AutoCorr» по единой методике.
2. Выполнена типизация карбонатного разреза и установлено наличие биогермных тел, которые формируют не единый рифовый массив, а имеют сложную слоистую структуру, которая омолаживается в западном направлении на территории залежи.
3. Омоложение тел в западном направлении обусловлено, в первую очередь, изменением палеогеографических условий на территории залежи, связанные с тектоническими движениями блоков фундамента.
4. Формирование продуктивных отложений происходило в различных условиях осадконакопления. Так, нижняя часть разреза (пачки 0 – 3) формировалась в относительно стабильной тектонической обстановке. Породы пачек 4 – 11, наоборот, отлагались при активизации тектонических процессов, что привело к образованию зон активной вертикальной трещиноватости, а также способствовало росту биогермных тел;
5. Изменения общих толщин в отдельных частях залежи обусловлены различными факторами: увеличение толщины пачек в центре залежи обусловлено ростом биогермных тел в нижней и средней частях разреза, а увеличение толщины продуктивных отложений на юго-западном участке связано с ростом биогермных тел в верхней части разреза. В то же время, уменьшение толщин в смежных областях связано с размывами части отложений. Оба эти явления являются отражением активных тектонических процессов, сопровождавших осадконакопление.
6.Карты толщин отдельных пачек позволили выделить неоднократные смены направлений тектонических движений в процессе формирования отложений, которые, в частности привели, к омоложению биогермных тел в западном направлении;
7. Блоковая тектоника не только сопровождала процесс осадконакопления, но и проявлялась в последующие периоды, что находит свое отражение в современном структурном плане, кроме того, тектонические движения привели к формированию в залежи зон активной вертикальной трещиноватости;
8. Наличие тектонически активных зон в пределах каменноугольно нижнепермской залежи Усинского месторождения подтверждается гидродинамическими и сейсмическими исследованиями.
9. Именно сильная вертикальная трещиноватость всего разреза при слабой глинистой покрышке толщиной 10 – 15 метров способствовала, с одной стороны, потере нефтью залежи легких и летучих компонентов, что обусловило сверхвысокую вязкость нефти – 710 мПа с. С другой стороны, обводнение продукции происходило за счет подтягивания пластовой воды снизу по вертикальным трещинам, а не по латерали, как предполагалось ранее при рассмотрении объекта как единого рифогенного массива.
