Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Механизмы формирования нефтяных залежей. Теоретический анализ возможности появления внутри нефтяных залежей зон с повышенной водонасыщенностью коллекторов 10
Глава 2. Исследование нефтяных залежей с зонами повышенного водонасыщения коллекторов 20
2.1. Основные черты геологического строения залежей 22
2.1.1. Местоположение рассматриваемых горизонтов в стратиграфиических разрезах 22
2.1.2. Тектоника месторождений 28
2.1.3. Особенности физико-литологических характеристик пластов-
коллекторов продуктивных отложений 41
2.2. Нефтегазоносность и границы распространения продуктивных залежей: 49
2.2.1. Анастасиевско-Троицкого месторождения 49
2.2.2. Месторождения Зыбза-Глубокий Яр 62
2.2.3 Месторождения Гудермесского 75
Глава 3. Методы определения участков с повышенным содержанием воды и обводненных зон в продуктивных залежах 83
Глава 4. Геологическое моделирование, геометризация и пересчет запасов углеводородов на примере Гудермесского месторождения... 94
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 112
Библиографический список использованной литературы 114
- Механизмы формирования нефтяных залежей. Теоретический анализ возможности появления внутри нефтяных залежей зон с повышенной водонасыщенностью коллекторов
- Основные черты геологического строения залежей
- Методы определения участков с повышенным содержанием воды и обводненных зон в продуктивных залежах
Введение к работе
Обеспечение заданных темпов развития нефтяной промышленности требует ввода в разработку новых и интенсификации добычи по старым месторождениям, среди которых значительная доля характеризуется весьма сложным геологическим строением, неоднородностью пластов-коллекторов по структуре пористости, проницаемости, зональной изменчивости и неоднозначностью распределения флюидов в пространстве продуктивных объектов.
При разработке ряда нефтяных месторождений некоторые из добывающих скважин, будучи проперфорированными намного выше поверхности водонефтяного контакта, сразу или вскоре после ввода их в эксплуатацию начинают выдавать существенно обводнённую продукцию, затем длительное время сохраняют почти постоянную обводнённость или даже снижают её вплоть до практически нулевой и лишь спустя длительное время "нормализуют" своё поведение, рано или поздно вступая в стадию прогрессирующего обводнения, обусловленного продвижением поверхности водонефтяного контакта. Нередко детальный анализ ситуации показывает, что единственным возможным объяснением описанного явления оказывается признание наличия внутри нефтяных залежей сравнительно небольших тел пород-коллекторов с резко повышенной, иногда близкой к 100% водонасыщенно-стью.
Внутризалежные зоны повышенной водонасыщенности (ВЗЗПВ) исследовались на Северном Кавказе на залежах горизонта IVa в меотических отложениях Анастасиевско-Троицкого месторождения, в кумских отложениях месторождения Зыбза-Глубокий Яр и в верхнемеловых отложениях Гудермесского месторождения.
На Гудермесском месторождении ВЗЗПВ представлены двумя чётко выделяющимися водоносными пластами. Для Анастасиевско-Троицкого месторождения характерны водонасыщенные заливообразные тупиковые зоны, которые являются локализованными близ линий выклинивания пластов по-
род-коллекторов продолжениями нефтенасыщенных тел. На месторождении Зыбза-Глубокий Яр имеет место чередование водо- и нефтенасыщенных пластов и прослоев в пределах единого флишеподобного разреза и широко представлены ВЗЗПВ тупикового облика, упирающиеся в разрывные тектонические нарушения и границы участков размыва. На двух последних месторождениях отчётливо выражена связь ВЗЗПВ с породами, характеризующимися повышенной глинистостью, и вполне очевиден механизм формирования этих зон — нефть не вытеснила воду из-за наличия барьеров, препятствующих оттоку воды. В то же время на месторождении Зыбза-Глубокий Яр имеются ВЗЗПВ, тяготеющие к разрывным тектоническим нарушениям и обнаруживающие признаки своего вторичного происхождения (вытеснение нефти водою, проникшей в залежь по тектоническому нарушению).
Появление ВЗЗПВ можно трактовать, как обусловленное локальными нейтрализациями действия гравитационных сил, связанными с наличием абсолютных (тела непроницаемых горных пород) и относительных (места уравновешивания действия гравитации капиллярными силами) барьеров для оттока воды (или нефти, если речь идёт об упомянутых выше ВЗЗПВ вторичного происхождения). Не исключается также существование ВЗЗПВ метаста-бильного характера, возникших в связи с недавно завершившимися или продолжающимися тектоническими деформациями, темпы, развития которых выше темпов гравитационного перераспределения флюидов.
Изучение геологического строения месторождений, закономерностей распространения углеводородов по их площади и разрезу, в совокупности с результатами эксплуатации залежей, являются главной задачей совершенствования системы разработки, выявления дополнительных резервов стабилизации (или повышения) добычи нефти по объектам.
На фоне решения практических задач по дальнейшему повышению эффективности разработки месторождений, определения числа добывающих и нагнетательных скважин, расположения их по площади, возникла проблема,
связанная с детализацией геологического строения, выделением зон повышенной водонасыщенности коллекторов разреза и наиболее благоприятных участков с целью дополнительного бурения и дальнейшей эксплуатации залежей. Несомненно, что решение отмеченной проблемы является актуальной задачей на современном этапе.
Цель диссертационной работы - создание научной основы для выделения и методического обоснования наличия внутризалежных зон с водона-сыщенными (или преимущественно водонасыщенными) коллекторами в сложно построенных нефтяных залежах. Поставленная цель исследований достигалась на примерах месторождений Краснодарского края и Чеченской республики.
В диссертационной работе проанализированы особенности геологического строения залежей, коллекторские свойства пород, исследован характер изменения динамики обводнения продукции в эксплуатационных скважинах.
Задачи, решаемые исследованиями диссертации:
На примере нефтяных залежей месторождений Анастасиевско-Троицкого, Зыбза-Глубокий Яр и Гудермесского:
Изучение и теоретическое обоснование условий формирования и сохранения зон с коллекторами повышенного водонасыщения внутри нефтяных залежей: кумского горизонта месторождения Зыбза Глубокий Яр, IVa горизонта месторождения Анастасиевско - Троицкого и верхнемелового горизонта месторождения Гудермесского.
Обобщение и анализ геолого-промысловой и геофизической информации, с целью изучения условий формирования разрабатываемых залежей и детализации их строения.
Исследование распространения водо- и нефтесодержащих коллекторов по площади и разрезу продуктивного объекта, определение границ распространения продуктивных залежей.
Разработка методики, позволяющей определять в нефтяном объекте внутризалежные зоны с водосодержащими коллекторами.
Дифференциация запасов углеводородов по разрезу и площади в сложно построенных залежах, на примере геологической модели верхнемелового эксплуатационного объекта Гудермесского месторождения.
Научная новизна:
Впервые по ряду месторождений Краснодарского края и Чеченской республики было обосновано наличие в отложениях терригенного и карбонатного комплексов внутризалежных зон повышенной водонасыщен-ности разреза, а также участков с водосодержащими коллекторами.
Доказана приуроченность площадного распространения внутризалежных водонасыщенных участков к зонам литологического замещения коллекторов и к границам разрывных нарушений.
Установлено, что в карбонатных отложениях верхнемелового возраста плотные разности пород, являясь экранами, способны сохранять отдельные внутризалежные зоны, содержащие водонасыщенные пласты-коллекторы.
Предложена методика, позволяющая определять в границах эксплуатационного объекта внутризалежные зоны с водосодержащими коллекторами; на базе комплексного анализа геолого-промысловых данных выделены перспективные участки для эксплуатации и зоны повышенного риска.
Впервые было выполнено геологическое моделирование с учетом внутризалежных водонасыщенных зон и дифференциацией запасов по площади и разрезу залежи Гудермесского месторождения.
Практическое значение исследований и их реализация в промышленности:
Полученные результаты исследований позволили детализировать геологическое строение залежей нефти, установить закономерность формирования и размещение внутризалежных зон повышенной водонасыщенности, значительно скорректировать площадь распространения нефтесодержащих
толщ, уточнить начальные запасы углеводородов.
Разработки автора использованы при работах по подсчету запасов УГ и построении геологических моделей продуктивных залежей, а также в проектных технологических документах и работах по обоснованию коэффициентов извлечения нефти на месторождениях Анастасиевско-Троицком, Зыб-за-Глубокий Яр, Гудермесском.
Основные положения диссертацией работы и результаты исследований докладывались на международных научно-практических конференциях «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г. Анапа, 2004г., г. Геленджик, 2005г.), «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (г. Москва, 2005г.), а также, на заседаниях научно-технических советов ОАО «РосНИПИтермнефть» (2001-2004г.г.), научно-производственных совещаниях ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» (1999г.), НГДУ «Черномор-нефть» (2001г.), совместных научно-технических советах специалистов ОАО «Грознефтегаз» и ОАО «РосНИПИтермнефть» (2004 -2005г.г.)
Основные фрагменты исследований диссертационной работы публиковались в отраслевой периодической печати (6 статей). Результаты работ по теме диссертации также изложены в 6 отчетах о НИР (в фондах: ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» и ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» г. Краснодар; НГДУ «Черноморнефть» п. Черноморский Краснодарский край; ОАО «Грознефтегаз» г. Грозный).
При выполнении диссертационной работы неоценимую помощь оказывал научный руководитель доктор геолого-минералогических наук, профессор В.И. Попков, за что автор выражает ему свою глубокую признательность и благодарность. Всесторонние консультации автор получал от видных уче-
ных и производственников нефтяной отрасли: д.г.-м.н. [Ю.В. Шурубора
д.т.н. А.Р. Гарушева, д.т.н. Г.Т. Вартумяна, д.т.н. В.И. Гуленко, д.т.н. СИ. Дембицкого, д.т.н. Г.Г. Гилаева, д.г-м.н. В.В. Гайдука, к.г-м.н. М.А. Шауло-ва, к.г-м.н. В.А. Бреева, к.г-м.н. О.П. Иоффе, к.т.н. К.Э. Джалалова, к.т.н.
B.C. Колбикова, к.т.н. B.C. Колбиковой, к.т.н. В.Н. Соловьевой, к.т.н. Д.П. Душейко, к.т.н. С.В. Короткова, и многих других. Результаты консультативных обсуждений проблемных вопросов по геологии и эксплуатации нефтяных, сложно построенных месторождений существенно повлияли на содержание диссертации.
Всем специалистам автор выражает свою глубокую благодарность.
Механизмы формирования нефтяных залежей. Теоретический анализ возможности появления внутри нефтяных залежей зон с повышенной водонасыщенностью коллекторов
Три основных условия определяют возможность образования промышленного скопления нефти: существование нефтематеринской породы, коллектора и подходящей ловушки.
Миграция нефти из материнской породы в коллектор по длине пути может составлять от долей метра до более значительных расстояний, преодолевая серьезные преграды непроницаемых отложений. В сланцевых и глинистых пластах, через которые проходят флюиды, поры исключительно мелкие, а многие карбонатные породы являются и непроницаемыми и не пористыми.
Первичной миграции через пласты в значительной степени способствуют трещины и разломы, но зачастую материнские породы, как правило, являются мягкими и слегка деформированными. Поэтому важную роль в процессе движения флюидов в этом случае играет фактор уплотнения пород.
По мнению У.Л. Рассела давление, вызывающее уплотнения пород, капиллярные силы и миграция в виде раствора могут являться агентами, обуславливающими продвижение нефти через материнские породы. По мере накопления осадков увеличивается давление и соответственно температура «захороненных» пластов. Факторы деформации и давление ускоряют процесс уплотнения пород, что в свою очередь влияет на миграцию углеводородов по образовавшимся трещинам и разломам.
Первая жидкость, которая выжимается из отложений под все возрастающим давлением накапливающихся сверху осадков - вода, так как силы поверхностного натяжения удерживают ее слабее, чем нефть и газ. После удаления основного объема воды под влиянием уплотнения пород начинают вытесняться нефть и газ. В карбонатных отложениях этот процесс происходит, как правило, гораздо раньше, начиная уже с незначительных глубин. [2,5, 28]
По современным представлениям, первичная миграция углеводородов могла осуществляться в следующих состояниях: 1. в виде раствора (истинного или коллоидного) образующихся жидких углеводородов в водах, отжимаемых из глин и аргиллитов при уплотнении;
2. в виде ретроградного раствора образующихся жидких углеводородов в газах, генерируемых органическим веществом в ходе его катагенетических превращений;
3. в виде раствора находящейся в газообразном состоянии однофазной газонефтяной системы в водах, отжимаемых из глин и аргиллитов.
Отмечаются отдельные случаи, когда процесс уплотнения отложений завершен раньше, чем нефть успевала занять место в коллекторе, т.е. здесь уплотнение не являлось фактором вытеснения флюида из материнской породы.
Процесс уплотнения осадков считается одной из возможных причин первичной миграции жидкости.
Вторичная миграция связана с накоплением флюидов в различных типах ловушек и образованием в них залежей. В подавляющем большинстве случаях флюиды - газ, нефть, вода в резервуарах располагаются по величине плотности, т.е. сверху газ, затем нефть и в последнюю очередь вода.
Это явная гравитационная стратификация, несомненно, легла в основу гравитационной теории миграции нефти. [36, 49]
Однако существование наклонных контактов между флюидами или расположение водонасыщенных коллекторов в продуктивной нефтенасыщенной толщи говорят о том, что в некоторых случаях имеют место отклонения от гравитационной теории.
Очевидно, что помимо силы тяжести на накопление и распределение
А.Э.Конторович Геология нефти и газа Западной Сибири М.1975 стр.359 флюидов в разрезе влияют одновременно и другие факторы.
В большинстве месторождений выделяются три четко выраженные зоны насыщения - нефти, газа и воды.
Как правило, при эксплуатации таких продуктивных залежей из скважин, расположенных выше водо-нефтяного контакта, получают исключительно безводную нефть. В отдельных же объектах вся продуктивная толща резервуара дает нефть и воду, хотя интервалы перфорации находятся на более высоких гипсометрических отметках, чем начальный водо-нефтяной контакт (ВНК).
У.А.Рассел связывает существующие причины данных явлений напрямую с особенностями аккумуляции флюидов в пластах-коллекторах.[28]
По его мнению, в некоторых случаях существование наклонных контактов или водонасыщенных слоев в нефтенасыщенной толще объясняется изменением литологии коллектора. «Прослои глины в коллекторе, чередование сланцев с песчаниками, зоны плотно сцементированных пород и непроницаемые поверхности тектонических нарушений могут разделить коллектор на участки, в каждом из которых уровень ... воды будет разным; они могут так же препятствовать выравниванию поверхности контактов». [28]
Наиболее простое объяснение этого явления предложено А.Е. Конторо-вичем, связавшим его с тем, что нефть в ходе формирования залежи не смогла вытеснить пластовую воду из всего объёма резервуара, внутри которого остались участки или даже пласты с водонасыщенными породами-коллекторами. Необходимо отметить, что, несомненно, огромное влияние на распределение -флюидов в пластах оказывает неуравновешенность гидродинамической системы, т.е. когда в процессе геологического времени нефть не успевает вытеснить пластовую воду из выше залегающих отложений.
Основные черты геологического строения залежей
Приуроченность водосодержащих зон или преимущественно водона-сыщенных пластов-коллекторов к продуктивным толщам залежей явление не единичное и встречается на объектах разработки довольно часто. Основная проблема, как правило, заключена в недостаточности изучения данного природного явления в связи, с чем и неправильное понимание и интерпретация геологического строения, а отсюда соответственно и ошибочность принятия проектных решений при разработке месторождений.
В качестве обобщающего примера, с выявленными зонами пласты, которых насыщены водой и расположены выше водо-нефтяного контакта (ВНК), можно представить такие месторождения, как Анастасиевско-Троицкое — залежь меотического возраста IVa горизонта, Зыбза-Глубокий Яр - кумский горизонт, Гудермесское — объект верхнемелового возраста.
Большой вклад в изучение геологии этих и других месторождений внесли в свое время российские ученые М.В. Фейгин, B.C. Котов, М.А. Шаулов, М.Е. Симонов, М.И. Окунь, И.Ю. Коновов, П.К. Ляхович, А.В. Меркулов и многие другие исследователи. [82-93]
Перечисленные площади месторождений, расположены в различных нефтегазоносных областях, слагающие их продуктивные отложения относятся к различным возрастным литолого-стратиграфическим комплексам. Нефтесодержащие объекты представлены терригенными и карбонатными пластами-коллекторами глубины, залегания которых варьируют в различном диапазоне глубин, начиная с 1,5 км - 2,5 км (Анастасиевско-Троицкое месторождение - залежь IVa горизонта, Зыбза-Глубокий Яр - кумский горизонт) до 4 км - 5 км (Гудермесское месторождение - залежь нефти верхнего мела).
В данном разделе кратко остановимся на рассмотрении положения в стратиграфическом комплексе продуктивных отложений выше перечисленных месторождений. (Таблица 2.1.)
Анастасиевско-Троицкое месторождение
На Анастасиевско-Троицком месторождении вскрыт полный разрез осадочных образований от антропогена до олигоцена включительно. При этом благодаря особой важности этого месторождения, большому количеству скважин, отбору значительных объёмов керна и оптимальному комплексу промыслово-геофизических исследований стратиграфический разрез был изучен, в сущности, досконально.
В разрезе неогена выделяются снизу вверх, следующие осадки:
- нижний миоцен - олигоцен (верхняя часть майкопской серии);
- средний миоцен, тортонский ярус (тарханский, чокракский, караган ский и конкский горизонты);
- верхний миоцен, представлен всеми тремя отделами сарматского и меотическим ярусом (закономерность изменения толщин в верхнем миоцене сохраняются, что связано с отложением осадков в условиях растущей антиклинальной складки);
- плиоцен (в состав плиоцена входят снизу вверх понтический, киммерийский и куяльницкий ярусы);
- завершается стратиграфический разрез месторождения пачкой антро погеновых пород;
Наиболее полно изучены на Анастасиевско-Троицком месторождении отложения меотического яруса, с которыми связаны все залежи нефти и практически почти все запасы свободного газа (небольшие залежи газа имеются в отложениях понта и киммерия).
Методы определения участков с повышенным содержанием воды и обводненных зон в продуктивных залежах
Исходным материалом для определения зон с остаточной (тупиковой) водой и обоснования начальных водо-нефтяных контактов служили геолого-геофизические исследования, выполненные в научных институтах ОАО «РосНИПИтермнефть» (2001-2004г.г.), ОАО «Грознефтегаз» (1986-2004г.г.), ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» (1999 г.). [82-93]
Анализ и обобщение геолого- промысловых данных методологически осуществляется несколькими этапами.
Начальный и, пожалуй, наиболее важный этап заключался в определении положения глубины залегания уровня ВНК. Для более объективного подхода к решению данной задачи необходимо было провести некоторую сортировку пробуренных скважин. Критерием отнесение к той или иной группе, являлась идентичность гипсометрических отметок залегания подошвы нефтенасыщенных и кровли водонасыщенных коллекторов.
Принятая величина отметки контакта соответствовала максимально низкому гипсометрическому уровню залегания нефтесодержащих пород по каждой группе скважин в комплексе групп или в целом по залежи. Геологические условия формирования продуктивного объекта в любом случае предопределяли характер горизонтального или наклонного положения ВНК.
По промыслово-геофизическим данным подавляющего большинства скважин, в интервалах залегания продуктивных пластов терригенного коллектора, зачастую достаточно уверенно выделяют нефтенасыщенные и во-донасыщенные части разреза. Однако, нередко между этими частями разреза располагаются интервалы с геофизической характеристикой, не позволяющей однозначно отнести их к нефте- или водонасыщенным (неясный характер насыщения) отложениям. Анализ и сопоставление геолого-промысловой информации эксплуатационных скважин позволяет внести коррективы в приуроченность таких пластов-коллекторов относительно положения их к ВНК.
Второй этап исследований, заключен в определении скважин продукция которых, имеет значительное обводнение или полностью обводнена.
В тех случаях, когда при опробовании скважин получены притоки нефти с водой, для выяснения характера обводнения рассматривался начальный период эксплуатации скважин, например рабочий интервал до 5 -10 лет. В этот небольшой временной период характеристика залежи отвечает своему начальному состоянию. Воздействие таких процессов, как внедрение контурных вод в продуктивные пласты, взаимодействие нагнетательных и эксплуатационных скважин и д.р. еще в достаточной мере не оказывают существенного влияния на нефтяную залежь.
Залежь IVa горизонта (рис. 2.5, 2.16) не является основным эксплуатационным объектом на месторождении, ее роль в общем объеме добычи нефти незначительна [19, 20]. Количество работающих скважин на залежи исчислялось в разные года от 1-2 (скважин) до 10-20 (скважин). Временной эксплуатационный период, который составлял всего - от несколько лет до месяца. Из-за довольно малого объема информации, оказалось, достаточно сложно провести анализ временного изменения содержания воды в продукции. Основным методом определения водонасыщенных внутризалежных зон в продуктивном объекте явились результаты интерпретации геофизического материала, данные опробования и как вспомогательный - данные эксплуатации.
Максимальное количество работающих скважин, оказалось приурочено к залежи 12 т Троицкого участка, которая и приводится в качестве примера эксплуатации зон, различного качества насыщения. По результатам годовой добычи продукции, и ее обводнения выделены четыре основные группы скважин (технически неудачные скважины заведомо отбракованы). Информация по каждой из рассматриваемых групп характеризует принцип распределения флюидов в коллекторе продуктивного горизонта (рис. 3.1).
В разрезе, пород первой группы скважин (№№ 526, 68) по данным комплекса геофизических исследований выделены нефтесодержащие коллектора, местоположение которых оказалось, приурочено к границе водо-нефтяного контакта. Анализ эксплуатационных данных показал, что в скв.№ 526, проработавшей 8 месяцев практически без воды происходит, (в связи с продвижением контурных вод) резкое обводнение продукции до 99%; в скв.№ 68, вступившей несколько позже в разработку, вскрыт разрез, продуктивные породы которого оказались, заполнены уже внедрившейся контурной водой.
Нефтенасыщенная часть разреза в залежи определена по данным геофизических исследований и результатам работы скв.№ № 817, 528, 328, 544. На протяжении ряда лет, с 1973 по 1990 г.г., эксплуатация этих скважин осуществлялась в безводном режиме.
