Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Развитие представлений о типах разрезов терригеннои толщи нижнего карбона центральной части Урало-Поволжья. 9
Глава 2. Особенности геологического строения и нефтегазоносность Арланского месторождения 27
2.1. Бирская седловина. 28
2.2. Геолого-геофизическая изученность и история открытия месторождения. 30
2.3. Литолого-стратиграфическая характеристика отложений. 33
2.4. Краткая характеристика продуктивных отложений. 39
2.5. Тектоника Арланского месторождения. 48
2.6. Нефтеносность Арланского месторождения. 50
Глава 3. Детальная корреляция разрезов скважин. Типы разрезов ТТНК. 57
3.1. Классификация корреляции на различных этапах и стадиях геологоразведочных работ и разработки . 59
3.2. Автоматизированная детальная корреляция разрезов скважин ТТНК в программном комплексе «AUTOCORR».. 63
3.3. Сравнение результатов автоматизированной детальной корреляции разрезов скважин по площадям Арланского месторождения. 78
3.4. Типы разрезов ТТНК на Арланском месторождении. 82
3.4.1. Арланская площадь. 82
3.4.2. Николо-Березовская площадь. 86
3.4.3. Ново-Хазинская площадь. 93
3.4.4. Юсуповская площадь. 99
Глава 4. Изучение условий залегания продуктивных пластов ТТНК. 106
4.1. Анализ изменения толщин продуктивных пластов ТТНК 106
4.2. Факторы, обусловившие повышенную и высокую вязкость пластовой нефти залежей в ТТНК Арланского и ряда других месторождений. 123
Заключение 129
Библиографический список использованной литературы 132
- Бирская седловина.
- Классификация корреляции на различных этапах и стадиях геологоразведочных работ и разработки
- Анализ изменения толщин продуктивных пластов ТТНК
Введение к работе
В настоящее время длительно разрабатываемые месторождения вступили в поздний период разработки с быстрым ростом обводненности продукции и падением добычи нефти. Такие месторождения, как правило, разбурены плотной сетью добывающих скважин, вокруг них создана всеобъемлющая инфраструктура. Перспектива продления жизни месторождений в районах с развитой нефтегазодобычей может быть связана: с выделением зон различной продуктивности; поиском остаточных извлекаемых запасов в тупиковых зонах, неохваченных разработкой; с дальнейшими исследованиями пройденных бурением отложений, залегающих выше или ниже разрабатываемых продуктивных горизонтов; с изучением ловушек неструктурного типа за счет открытия в них новых залежей. Решение этих задач может более эффективно осуществляться на основе автоматизированной детальной корреляции разрезов скважин, которая позволяет быстро и наиболее полно изучить внутреннее строение продуктивных пластов, определить пути фильтрации флюидов и создать геологическую модель, адекватную реальному продуктивному объекту, с целью достоверного подсчета запасов и обеспечения эффективной выработки запасов.
Использование новейших компьютерных технологий для быстрого и качественного выполнения автоматизированной детальной корреляции разрезов скважин весьма актуально для длительно разрабатываемых месторождений с большим фондом скважин с целью ускорения процесса обработки данных, уточнения геологических моделей, подсчета запасов и составления новых проектных документов.
Отечественный программный комплекс «AUTOCORR», предназначенный для обеспечения непрерывного процесса моделирования залежей и подсчета запасов углеводородов, создан группой ученых разных ведомств: И.Ю. Балабан, И.С. Гутман, В.Е. Копылов, Г.П. Кузнецова (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина), Н.Н. Лисовский (МПР), В.М. Староверов (МГУ имени М.В. Ломоносова). Программа «AUTOCORR» решает задачи корреляции разрезов скважин в автоматическом и интерактивном режимах, геологического моделирования залежей, подсчета запасов УВ и создания геологической основы для проектирования разработки.
Одним из крупнейших месторождений России является Арланское нефтяное месторождение, расположенное в Краснокамском районе республики Башкортостан. Его площадь составляет около 4200 км . Основным объектом разработки на месторождении являются залежи нефти в терригенной толще нижнекаменноугольньгх отложений (далее ТТНК). Эти отложения на изучаемой площади месторождения вскрыты почти 9000 скважин. Проведение автоматизированной детальной корреляции разрезов скважин с помощью программного комплекса «AUTOCORR», выявление особенностей условий залегания продуктивных пластов Арланского месторождения, актуально в связи с пересчетом запасов углеводородного сырья, созданием постоянно действующих геолого-технологических моделей, а также отработкой методических приемов по обобщению результатов корреляции.
Цель и задачи исследования
Целью работы является изучение особенностей геологического строения, а также условий залегания продуктивных пластов основного объекта разработки Арланского месторождения - ТТНК на основе автоматизированной детальной корреляции в программном комплексе «AUTOCORR» для подсчета запасов нефти и газа и создания ПДГТМ.
Научная новизна
Впервые с помощью программного комплекса «AUTOCORR» по всему массиву скважин в короткие сроки одним исследователем выполнено сопоставление разрезов отложений ТТНК Арланского месторождения в пределах лицензионного участка ОАО «АНК Башнефть».
Выделены по каждой из четырех площадей Арланского месторождения различные типы разрезов отложений ТТНК.
Впервые выполнен совместный анализ изменения общих толщин основных продуктивных пластов и современного структурного плана кровли отложений ТТНК, который позволил установить обусловленность их формирования тектоническими движениями разного знака.
Установлено, что в условиях вертикальной трещиноватости сохранность залежей, низкую вязкость нефтей в районах Башкортостана и Татарстана обеспечивают мощные покрышки типа «кыновские глины — саргаевские слои -доманик», залежи в более молодых отложениях вследствие отсутствия таких покрышек содержат нефти повышенной и высокой вязкости. В более молодой Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции покрышки типа «георгиевские глины - бажен» перекрывают юрские залежи нефти с вязкостью ниже вязкости воды. Породы, залегающие над баженом, содержат залежи нефти, частично потерявшие летучие компоненты и имеющие, хотя и низкую вязкость, но на порядок превышающую вязкость юрских нефтей.
Практическая значимость и реализация работы
Предложена методика проведения автоматизированной детальной корреляции в программном комплексе «AUTOCORR» для изучения геологического строения продуктивных пластов отложений ТТНК на Арланском месторождении, разбуренных большим количеством скважин.
Результаты автоматизированной детальной корреляции разрезов скважин могут быть использованы в качестве основы для трехмерного геологического и гидродинамического моделирования, а также для подсчета запасов углеводородного сырья в ТТНК Арланского месторождения.
На основе анализа данных ГИС для условий Арланского месторождения рекомендовано опробовать ряд интервалов в конкретных скважинах на предмет выявления залежей нефти во врезах.
Основные защищаемые положения.
Методику реализации результатов детальной корреляции почти 9000 разрезов скважин длительно разрабатываемых объектов ТТНК на всех площадях Арланского месторождения в пределах лицензионного участка ОАО «АНК Башнефть».
Принципы выделения различных типов разрезов отложений ТТНК.
Выделение и прослеживание по площади врезовых типов разреза. Методические приемы 3D геологического моделирования пластов во врезах.
4. Влияние тектонического фактора на характер формирования продуктивных пластов ТТНК Арлана и отрицательную сохранность залежей нефти.
Бирская седловина
Арланское месторождение по праву является фундаментальным объектом в нефтяной отрасли России. При его освоении всегда применялись и продолжают применяться передовые современные технологии всего спектра нефтяного дела: от разведки и изучения геологического строения до строительства и эксплуатации объектов промыслового обустройства, а также технологии инженерного обеспечения проектирования и разработки. Методика выполнения автоматизированой корреляции геологических разрезов скважин с использованием программного комплекса «AutoCorr» с целью изучения внутреннего строения и выявления особенностей условий залегания продуктивных отложений опробована на достаточно большом количестве месторождений. Однако именно Арланское месторождение явилось своего рода полигоном для выработки методических приемов автоматизированной детальной корреляции отложений, характеризующихся сложным геологическим строением. Арланское месторождение (рис.2) расположено на севере республики Башкортостан на территории Краснокамского и Дюртюлинского районов и частично - на юго-востоке
Удмуртской республики, занимая а — границы структурпо-тектошгаескпх элементов первого порядка; 0 — контуры валоь: і — іщм-баевского, II — Нванасвского, III — Андреевского, IV— Кара-Зириковского, У — Ыанчаровского, VI—Чеинагушского, в —контуры прогибов, разделнюпщх валы; г — грашщы распространения верхнедсвонскях рифов: 1 — барьерных рифов Лрлак-Дюртюлнискон зоны, 2 — Таймурзнпского, 3 — Карача-Елгииского, і — Щелкановского, 5 — Чермасапского, s — Мапларовского; ІЗ — кон Рис.3. Тектоническая карта Бирской седловины. По данным
Бирская седловина является южным продолжением Верхнекамской впадины и выделяется по нижнепермским и каменноугольным отложениям. По девонским осадкам большая часть ее представляет собой региональную моноклиналь восточной краевой части Татарского свода (рис. 3) с падением слоев на северо-восток под углами 2-3 , осложненную структурными уступами. И лишь на крайнем востоке вблизи склона Пермско-Башкирского свода отмечается обратное падение, где прослеживается узкий Сосновский прогиб. Дно Бирской седловины выполнено бавлинскими отложениями большой толщины (свыше 2000 м). В породах нижнебавлинской свиты скважинами вскрываются дайки и пластовые интрузии габбро-диабазов и диабазов. Наличие этих пород указывает на проникновение основной магмы по глубинным разломам, захватывающим породы кристаллического фундамента.
Бирская седловина от древних к молодым горизонтам расширяется в западном (в пределах Удмуртии) и южном (южнее г. Уфы) направлениях. Отмечается несоответствие структурных планов не только между карбоном и девоном, но и между верхнепермскими и более древними отложениями. По каменноугольным и нижнепермским отложениям для Бирской седловины характерны отчетливые валообразные поднятия северо-западного простирания. Наиболее четко выражены по нижнекаменноугольным продуктивным горизонтам валы Арлан-Дюртюлинский и Карабаевский, расположенные в повышенной части седловины и приуроченные к разломам древнего заложения.
На северо-западе валы Бирской седловины сливаются в единый структурный элемент, а на юго-востоке прослеживаются по пермским отложениям южнее г. Уфы. Только Карабаевский вал выражен и по девонским отложениям, остальные расположены над уступами в девонских отложениях. Г.Е. Рябухин, М.С. Бурштар, Н.М. Музыченко [63] эти уступы связывают с эрозионным или рифогенным происхождением. Так, вдоль Арлан-Дюртюлинского и Чекмагушевского валов в карбонатных отложениях девона установлена цепь рифовых массивов, а вышележащие каменноугольные отложения образуют структуры облекания. Каменноугольные структуры с глубиной смещаются на различных горизонтах. На отдельных локальных складках смещение начинается от кровли карбона или верейского горизонта. Для Чекмагушского и Базинского валов это смещение начинается непосредственно ниже бобриковского горизонта, на Арлан-Дюртюлинском валу — ниже кровли фаменских отложений.
Классификация корреляции на различных этапах и стадиях геологоразведочных работ и разработки
Задачи комплексного изучения нефтегазоносных объектов на различных этапах и стадиях изученности рассматриваются во взаимосвязи с различными видами корреляции. В связи с этим необходимо разделять корреляцию геологических разрезов скважин, выполняемую по площади и разрезу (таблица 1) [27].
На ранних стадиях изученности, когда скважин мало и их назначение определяется только поисками и разведкой, проведение корреляции основывается на ее увязке с сейсмическими данными, причем в межскважинных зонах приоритет в проведении границ комплексов, горизонтов и пластов принадлежит сейсмическим исследованиям. Соответственно, детальность корреляции определяется прослеживанием именно тех подразделений разреза, которые наиболее четко выделяются по сейсмическим данным. Такая корреляция выполняется в пределах больших территорий — региона или бассейна седиментации и является региональной корреляцией, обеспечивающей увязку подразделений разреза смежных месторождений между собой. Она проводится с целью стратиграфического расчленения разреза, определения последовательности напластования литолого-стратиграфических комплексов, выявления несогласий в залегании пород. Результаты региональной корреляции используют при решении поисковых задач совместно с сейсмическими исследованиями и в качестве основы для общей корреляции.
На поисково-оценочном этапе при выявлении объектов поискового бурения и оценки их продуктивности корреляция приобретает локальный характер и выполняется по разрезам скважин, пробуренных в пределах одного месторождения. Проводят региональную и локальную корреляцию по площади и общую (по всему геологическому разрезу, вскрытому опорными и параметрическими скважинами) и по зональным интервалам (по горизонтам) по разрезу с целью литологического расчленения разреза, выявления последовательности напластования литолого-стратиграфических комплексов, определения условий залегания нефтегазоперспективных комплексов. При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин по всей вскрытой толщине от их устьев до забоев с целью обоснования выделения этажей разведки. Сопоставление ведется по данным геофизических исследований (ГИС) с привлечением информации, получаемой при обработке керна, ГДИ. Выполняется в комплексе с 2D и 3D сейсмическими исследованиями. Таблица 1
Классификация корреляции геологических разрезов скважин в зависимости от степени изученности (по Гутману И.С. и Кузнецовой
На стадии подготовки месторождения к разработке проводят локальную корреляцию в пределах территории изучаемого месторождения, по зональным интервалам и попластовую по разрезу с целью уточнения геологического строения совместно с 2D и 3D сейсмическими исследованиями.
В процессе разработки месторождения осуществляют локальную и детальную Гвнутрипластовую) корреляцию с целью изучения внутреннего строения продуктивного пласта; определения путей фильтрации флюида и создания геологической модели, адекватной реальному продуктивному объекту, повышение достоверности подсчета запасов и обеспечения эффективной их выработки. Более высокая плотность эксплуатационных скважин позволяет прослеживать в процессе корреляции по площади изучаемого объекта более детально, чем сейсмика, не только пропластки внутри продуктивных пластов, но и характер их литолого-фациального замещения непроницаемыми разностями и, в конечном счете, намечать пути фильтрации углеводородов по этим пропласткам. Такую корреляцию принято называть детальной. Именно на основе детальной корреляции создаются условия для детального изучения залежей углеводородов и построения их уточненных статических моделей.
Методические приемы выполнения корреляции геологических разрезов скважин «вручную» разрабатывались в течение многих десятилетий сотрудниками геолого-промысловых предприятий, научно исследовательских и учебных институтов. Ведущая роль в создании основ методики корреляции принадлежит профессору В.А. Долицкому. Огромный опыт работы в области корреляции и моделирования залежей позволил профессору И.С.Гутману осуществить перенос этой методики в непрерывный автоматический процесс сопоставления геологических разрезов, создав вместе с группой ученых разных ведомств: И.Ю. Балабаном, В.Е. Копыловым, Г.П. Кузнецовым (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина), Н.Н. Лисовский (МПР), В.М. Староверовым (МГУ имени М.В. Ломоносова), компьютерную программу корреляции, геологического моделирования и подсчета запасов «AUTOCORR» (свидетельство № 2004610585 от 27.02.2004) [27].
Исследование условий залегания продуктивных пластов Арланского месторождения путем прослеживания всех стратиграфических комплексов терригенной толщи нижнего карбона, выполнялось в 2008 г. на основе автоматизированной детальной корреляции с помощью программного комплекса «AUTOCORR» в рамках работ по подсчету запасов нефти и сопутствующих компонентов.
Анализ изменения толщин продуктивных пластов ТТНК
Результаты детальной корреляции разрезов скважин Арланского месторождения и выделенные типы разрезов послужили каркасом для выявления особенностей условий залегания продуктивных пластов в отложениях ТТНК.
. Типы разрезов терригенной толщи нижнего карбона. Ново-Хазинская площадь. Пример изменения толщин пласта CVI.2 бобриковского горизонта в соседних эксплуатационных скважинах
Первое, на что следует обратить внимание, это значительные различия в толщинах и литологии пласта CVI.2 в скважинах №5030, №5798 и №5799
Своеобразным разделом здесь является пласт глин, отмеченный в разрезах скважин пунктиром. Над этими глинами залегает верхняя часть пласта CVI.2, претерпевающая изменения, как по толщине, так и литологически. В скважине № 5799 эта часть пласта имеет наименьшую толщину и сложена преимущественно глинистыми породами, представленными двумя пропластками. В соседней скважине №5798 видим уже один пропласток, но толщина этой части за счет песчаников увеличивается почти на треть. В скважине № 5030 глинистых пород нет, а толщина верхней части увеличилась в той же пропорции.
Однако наибольший инетерес представляют низы исследуемого бобриковского пласта. В скважине № 5030 они вообще отсутствуют, в скважине № 5799 они представлены 4-5 метровым песчаником, а в скважине № 5798 низы пласта сложены преимущественно песчаником с общей толщиной порядка 16м.
Особенностью рассматриваемых разрезов является то обстоятельство, что во всех трех скважинах пласт залегает на неразмытой поверхности радаевских глин, характеризующихся высокими показаниями кривых PS и каверномера (DS). Учитывая, что глинистый раздел, помеченный на рис. 29 пунктирами, присутствует также во всех скважинах, наращивание толщин в низах пласта происходит за счет прогибания локальных участков. Оно было неравномерным. Сначала в прогибание втянулся участок в районе скважины № 5798, затем участок в районе соседней скважины № 5799, тогда как участок в районе скважины № 5030 оказался недвижимым. Подобная особенность осадконакопления бобриковского пласта на локальных участках установлена автором диссертационной работы не только на Арланском месторождении, но и на ряде месторождений Татарстана [28]. Все это позволяет считать, что пласт CVI.2 является первым членом бобриковской трансгрессии, начавшейся не повсеместно. Первыми в прогибание втянулись участки, аналогичные району скважины № 5798, а затем трансгрессия охватила более обширные территории.
Следует обратить внимание на мощные песчаники, залегающие во врезах (рис.27, 30). Отрицательные значения метода собственной поляризации указывают на хорошие коллекторские свойства этих песчаных пластов, а высокие показания нейтронного-гамма каротажа говорят об их возможной продуктивности.
О нефтеносности врезов можно говорить, руководствуясь фактами, установленными на ряде нефтяных месторождениях Республики Татарстан, в частности, в Нурлатском районе. На ряде месторождений этого района в разрезе терригенной толщи нижнего карбона, выше размытых пород турнейского яруса прослеживаются идентичные рукавообразные тела, что и на Арланском месторождении, которые заполнены песчано-угле-глинистой толщей пород, относимые или к позднерадаевскому, или к бобриковскому времени. Песчаники данной толщи в большинстве случаев нефтенасыщены [28]. В Татарстане они имеют индексацию bbb bb2 и т.д.
Характерно, что залежи во врезах в Республике Татарстан представляют собой гидродинамическую систему, не связанную с карбонатными залежами турнейского яруса, на что указывают разные значения отметок водо-нефтяных контактов залежей во врезах и в турне, а также различные свойства нефти.
Представляется, что на Арланском месторождении картина врезов должна быть идентичной. В связи с этим вышеуказанные интервалы во врезах следует опробовать с целью выявления залежей УВ.
Особенности залегания песчано-углисто-глинистых пород во врезах (рис. 27, 30) послужили основанием отработки принципов моделирования самих врезов, а также содержащихся в них залежей нефти. Необходимым условием получения адекватной модели таких сложных геологических тел является этапность процесса моделирования как в 2D, так и в 3D плане.
Этот процесс состоит из трех этапов.
На первом этапе проводится детальная корреляция отложений во врезах. В результате все пропластки, слагающие врезы, увязываются между собой. Как было показано выше, врезы на Арлане (рис. 27, 30) могут содержать от трех до пяти пропластков. В связи с этим детализация отложений во врезах является приоритетной.
На втором этапе строится поверхность турнейского яруса (рис. 31)
На третьем этапе отдельно отстраивается поверхность кровли и подошвы вреза, а затем вся моделируемая толща встраивается в поверхность турнейского яруса (рис.31).
Этим полям соответствуют зоны развития врезов. Однако, в некоторых случаях, поверхность врезов занимает площадь на порядок больше, чем площадь этих полей. Это связано с разной глубиной врезов, а также неравномерным размывом отложений турне.
На основе данных приемистости нагнетательных скважин в Татарстане установлено, что во врезах пласты не облекают стенки вреза, а примыкают к ним.
На ряде месторождений Татарстана установлено наличие во врезах пластов угля. Причем количество этих угольных пластов различно. Это говорит о цикличности образования пластов угля во врезах. Когда происходило формирование первых из них, то эти отложения были на поверхности. Далее за счет прогибания пород во врезах, а именно за счет инверсий блоков происходило образование новых угольных пластов.
Немаловажным вопросом при построении модели врезов является определение типа трехмерной сетки, а также размеров ячеек. Все эти данные являются основой получения адекватной трехмерной модели таких сложнопостроеных объектов. Размер ячеек по горизонтали выбран 100м, а в вертикальной плоскости они выбирались равным числом слоев. Выбранный тип сетки явился нерегулярным (рис. 32). В такой сетке горизонтальное расстояние между ячейками может варьировать, а колонны сетки могут быть наклонными, что позволяет наиболее эффективным образом адаптировать трехмерную зону к изучаемой структуре, а также учесть все особенности моделируемого объекта.
Не менее важным вопросом является адаптация ячеек к поверхности, ограничивающей сетку, так как при создании трехмерной сетки нередко возникают условия, когда один или больше узлов которых выходят за ее границы, то есть не вписываются в ограничивающие структуры, что приводит в последующем к некорректным результатам моделирования. В связи при создании трехмерных зон для поверхностей врезов и турнейского яруса использовалась адаптация ячеек на краях сетки к поверхностям, что позволило при дальнейшем моделировании параметров учесть условия накопления осадков на границе врезов и размытого турне
