Содержание к диссертации
Введение
1 Особенности освоения нефтяных месторождений, приуроченных к низкопроницаемым юрским отложениям 14
1.1 Анализ степени вовлечения в разработку различных геологических комплексов 16
1.2 Дифференцированный анализ степени вовлечения и выработанности запасов юрских залежей в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции 20
Выводы по разделу 1 36
2 Методологические основы геологического обеспечения разработки залежей нефти в юрских отложениях 38
2.1 Макромоделирование средне-верхнеюрских отложений юга Западной Сибири на основе анализа седиментационной обстановки 39
2.2 Комплексная макро- и микро-дифференциация юрских отложений на примере Хохряковского месторождения 65
2.2.1 Литофациальная дифференциация и построение модели пород пласта ЮВ2 65
Отложения фации временно заливаемых участков пойм (внутренняя часть поймы) приурочены к пойменным участкам дельтовой равнины, на которые во время паводков происходит отложение тонкозернистых осадков.
Область распространения фации внутренней части поймы пласта ЮВг занимает гораздо меньшую площадь, чем область фаций рек и внешней части поймы пласта ЮВг
(рис. 2.16) 67
2.2.2 Литологическая характеристика и фациальная модель пластов ЮВі
2.2.3 Структура и соотношение литофаций коллекторов юрских отложений
2.3 Методика обоснования критерия дифференциации юрских коллекторов на основе литолого-петрофизических и геофизических исследований 83
2.4 Анализ экспериментальных, промысловых и геофизических данных для углубленной дифференциации коллекторов в юрских отложениях 93
2.4.1 Обоснование граничного значения проницаемости коллекторов при их дифференциации на классы с высоким и низким фильтрационным потенциалом 93
2.4.2 Экспериментально-промысловая дифференциация коллекторов 114
2.4.3 Обоснование дифференцированных петрофизических зависимостей для разных классов коллекторов 124
2.5 Апробация мультиалгоритмической дифференциации коллекторов на примере геолого-технологической модели юрских отложений Хохряковского месторождения 138
Выводы по разделу 2 153
3 Дифференциация юрских коллекторов на классы и их учет в трехмерных геологических моделях 155
3.1 Краткая литологическая характеристика пород пласта К 4 155
3.2 Литологическое обоснование дифференциации коллекторов 158
3.3 Геолого-технологическое 3D моделирование пласта Ю4 Уватского района 164
Выводы по разделу 3 179
4 Обобщение практики и обоснование новых технологий разработки юрских залежей западной сибири 181
4.1 Особенности моделирования и разработки продуктивных пластов юрских отложений 183
4.2 Основные принципы обоснования геолого-технических мероприятий по совершенствованию разработки 210
Выводы по разделу 4 213
5 Результаты дифференцированной разработки технологий для адресного воздействия на коллектора с принципиально разными механизмами фильтрации 215
5.1 Технологии интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов 215
5.2 Технологии интенсификации добычи нефти для коллекторов с ВФП 218
5.2.1 Перфорационные методы интенсификации добычи нефти 218
5.2.2 Методы обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин различными составами, позволяющими улучшить ФЕС призабойной зоны 226
5.2.3 Физико-химические методы повышения нефтеотдачи, направленные на выравнивание профилей приемистости и повышения эффективности вытеснения нефти водой 228
5.3 Технологии интенсификации добычи нефти для коллекторов с НФП 243
Выводы по разделу 5 272
6 Результаты практического применения созданных методических решений для эффективного развития геологоразведочных и разработки нефтяных месторождений Тюменской области 274
6.1 Программа геологоразведочных работ на территории южных районов Тюменской области 288
6.2 Разработка и реализация стратегии промышленной добычи нефти с использованием результатов разработанных технологий 293
6.3 Мониторинг и прогнозирование процесса развития топливно энергетического комплекса в части добычи углеводородного сырья для целей бюджетного планирования и разработки предложений по инновационному развитию топливно-энергетического комплекса Тюменской области 298
6.3.1 Расчет вариантов технологических показателей разработки месторождений, включая уровни добычи нефти с учетом всей ресурсной базы Тюменской области (без автономных округов) 302
6.3.2 Экономическая оценка предлагаемых вариантов разработки месторождений углеводородов Тюменской области (без АО) 304
Выводы по разделу 6 307
Основные выводы и рекомендации 309
Список использованных источников 314
Список таблиц 343
Список рисунков
- Дифференцированный анализ степени вовлечения и выработанности запасов юрских залежей в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
- Комплексная макро- и микро-дифференциация юрских отложений на примере Хохряковского месторождения
- Литологическое обоснование дифференциации коллекторов
- Основные принципы обоснования геолого-технических мероприятий по совершенствованию разработки
Введение к работе
Актуальность проблемы. Нефтяная промышленность Западной Сибири вступила в новый этап развития. В течении ряда лет добыча нефти в регионе падает. Между тем Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция уже почти пол века была и останется на многие годы главной базой добычи нефти в России. Имеется несколько направлений работы по преодолению сложившейся ситуации. Одно из них - активное вовлечение в разработку залежей нефти в юрских отложениях.
Доля запасов в юрских отложений составляет более 29% от суммарных текущих извлекаемых запасов нефти Западно-Сибирской провинции.
В запасах юрского нефтегазоносного комплекса ведущая роль, в свою очередь, принадлежит запасам залежей в среднеюрских резервуарах (38,2%). На среди еюрские отложения приходится 13,4% от суммарных остаточных извлекаемых запасов провинции. Эти запасы относятся к категории трудноизвлекаемых (ТРИЗ) и в разработку практически не вовлечены. Отбор нефти в них от НИЗ по состоянию на 01.01.2010 г. составляет всего 8,6%. Темп отбора от НИЗ 0,4% в год. Для вовлечения трудноизвлекаемых запасов нефти юрского комплекса в разработку необходимы эффективные технологии их разработки. Создание и адаптация таких технологий к условиям Западной Сибири на настоящем этапе - крайне актуальная научно-техническая проблема.
Степень разработанности темы исследования
Проблемой эффективного освоения месторождений нефти, представленных продуктивными отложениями верхней и средней юры с начала 80-х годов прошлого столетия, занимались известные ученые: Афанасенков А.П., Батурин Ю.Е., Белозеров В.Б., Боксерман А.А., Бриллиант Л.С, Брехунцов A.M., Варламов А.И., Гутман И.С, Дмитриевский А.Н., Закиров С.Н., Казаненков В.А., Конторович А.Э., Лисовский Н.Н., Медведев Н.Я., Нестеров И.И., Попов И.П., Ревенко В.М., Салманов Ф.К., Хавкин А.Я., Шпильман А.В. и многие другие. На основе критического анализа известных
4 результатов исследований установлено, что сложности с эффективной разработкой связаны во многом с неоднозначностью созданных геолого-технологических моделей месторождений, точность которых в свою очередь не позволяет осуществлять адекватное реальным геологическим условиям гидродинамическое моделирование продуктивных пластов. Отсутствие обоснованных геолого-технологических моделей, как правило, приводит к ошибкам как при проектировании мероприятий по извлечению запасов нефти, так и при прогнозе показателей разработки месторождений.
Очевидно, что подобное состояние дел требует дифференцированного воздействия эффективных технологий на разнопродуктивные интервалы разреза, выделенные на основе детальных геолого-технологических моделей залежей нефти, адекватно отображающих реальное геологическое строение продуктивных пластов.
Цель работы
Научно-методическое обоснование повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов залежей нефти в юрских отложениях Западной Сибири путем создания новых технологий адресного воздействия на разнопродуктивные запасы, область применения которых должна быть определена в результате геолого-технологического моделирования и детальной дифференциации пород-коллекторов на классы.
Основные задачи исследования
-
Дифференциация пород-коллекторов юрских отложений на классы на основании детальных данных по макро- и микронеоднородности продуктивных пластов, а также лабораторных и промысловых исследований механизма фильтрации нефти в породах различных классов.
-
Создание методики и алгоритмов идентификации различных классов пород по результатам геофизических исследований скважин.
-
Обоснование критериев и параметров дифференциации классов пород при геологическом и гидродинамическом моделировании.
-
Обоснование критериев выбора геолого- технологических мероприятий, позволяющих эффективно разрабатывать выделенные классы пород.
-
Разработка и классифицирование технологий, способствующих дифференцированной разработке трудноизвлекаемых запасов нефти юрских отложений Западной Сибири.
Объект и предмет исследования
Объектом исследования являются трудноизвлекаемые запасы нефти юрских отложений месторождений Западной Сибири, а предметом -методология детального геолого-технологического моделирования и системы разработки трудноизвлекаемых запасов.
Научная новизна выполненной работы
-
На основе экспериментальных исследований обосновано разделение пород-коллекторов юрских отложений на классы пород, принципиально различающиеся между собой фильтрационно-емкостными свойствами и физико-динамическими характеристиками.
-
Создана методическая основа, позволяющая обеспечить построение достоверных геолого-гидродинамических моделей продуктивных пластов юрских отложений, дифференцированных по классам пород- коллекторов с помощью петрофизических мультиалгоритмов.
-
Обоснован критерий дифференциации продуктивных пластов на классы пород, различающиеся механизмом фильтрации нефти.
-
Впервые предложено дифференцировать применение технологий ограничения и изоляции водопритоков в скважинах, выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, обработки призабойных зон и других технологий, обеспечивающих эффективную разработку продуктивных пластов в зависимости от класса пород- коллекторов юрских отложений.
-
Лабораторными исследованиями обоснованы области применения лигниносодержащих составов для ограничения водопритоков и повышения
6 нефтеотдачи пластов, представленных коллектором с повышенным (высоким) фильтрационным потенциалом (ВФП).
6. Обосновано применение различных технологий перфорирования скважин в породах-коллекторах с низким фильтрационным потенциалом (НФП), обеспечивающих эффективное проведение гидроразрыва пласта (ГРП).
Теоретическая значимость работы
-
Доказаны методики разделения продуктивных пластов на классы в зависимости от проницаемости пород, вносящие вклад в расширение представлений о фильтрации нефти в коллекторах с различной проницаемостью.
-
Изложены идеи дифференцированного применения технологий воздействия на прискважинные зоны пластов в зависимости от класса пород-коллекторов юрских отложений.
-
Изучены причинно-следственные связи содержания каолинита с фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов, а с учетом дополнительных экспериментальных исследований и промысловых данных, обоснованы три группы коллекторов по содержанию каолинита. I группа -более 70-75%, II группа - от 40-45 до 70-75%, III группа - менее 40-45%.
-
Проведена модернизация методов геологического моделирования с применением петрофизических мультиалгоритмов, что обеспечивает построение достоверных геолого-гидродинамических моделей продуктивных пластов для юрских и нижнемеловых отложений коллекторов Западно-Сибирской НГП.
Практическая значимость работы
1. Создано методическое обоснование рациональной разработки юрских отложений Западной Сибири. Разработана методика выделения блоков с высокими и низкими фильтрационными свойствами и определения эффективных геолого-технологических мероприятий, обеспечивающих рациональную выработку запасов нефти юрских отложений Западной Сибири (Пат. 2513895 РФ, СІ Е21В49/00. Способ разработки нефтяных
7 залежей/Шпуров И.В., Хабаров В.В., Хабаров А.В., Тимчук А.С. -№2012154608103; Заявлено 14.12.2012; Опубл. 20.04.2014, Бюл. №11).
-
Принципы дифференциации (критериального выбора) геолого-технологических мероприятий применены при составлении 15 проектов разработки месторождений: Новомолодежного, Пермяковского, Хохряковского, Ершового, Колик-Еганского, Урненского, Усть-Тегусского, Северо-Немчиновского, Северо-Тамаргинского, Петьегского, Немчиновского, Протозановского, Тямкинского, Радонежского, Тальцийского.
-
Разработаны, экспериментально обоснованы и внедрены в производство композиции реагентов, предназначенные для ликвидации заколонных перетоков, изоляции водопритока к нефтяным скважинам, повышения производительности добывающих скважин, выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и т.д. По ним получено 14 патентов РФ.
-
В результате внедрения основных положений диссертационной работы по месторождениям предприятий ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» дополнительно добыто более 2 млн. т нефти. Обосновано создание Уватского нефтедобывающего района, добыча нефти, по которому в 2014 г. превысила 10 млн.т. Обосновано формирование нового перспективного Тобольского нефтедобывающего района на юге Тюменской области с проектной мощностью 7 млн. т нефти в год.
Методология и методы исследования
Методологическую и методическую основу работы составляют теоретическое обобщение и экспертный анализ известных результатов исследований и промысловых данных; анализ литолого-петрофизических характеристик продуктивных пластов, геолого-промысловый анализ, постановка и проведение экспериментальных исследований по разработке и адаптации оптимальных геолого-технических мероприятий по разработке низкопроницаемых залежей нефти, аналитическое обоснование условий и
8 параметров воздействия на низкопроницаемые пласты с использованием геолого-технологических моделей.
Положения, выносимые на защиту:
-
Методика и критерии дифференциации классов пород по потенциальной продуктивности на коллекторы с высоким и низким фильтрационным потенциалом.
-
Принципы выделения различных классов пород юрских отложений по результатам геофизических исследований скважин.
-
Методика создания трехмерных геолого-технологических моделей, позволяющая повысить эффективность работ по поиску, разведке и освоению запасов, приуроченных к верхне-среднеюрским отложениям Западной Сибири.
-
Принципы дифференциации геолого-технологических мероприятий по совершенствованию разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в юрских отложениях.
-
Результаты практического применения технологий, обеспечивающих оптимальную разработку низкопроницаемых продуктивных пластов, приуроченных к верхнеюрским резервуарам.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 3 - «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования» и пункту 5 - «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование
9 геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».
Степень достоверности результатов работы
В работе использованы современные методики сбора и обработки исходной информации результатов исследования керна юрских отложений, применения методов воздействия на прискважинную зону пластов. Авторские результаты согласуются с опубликованными экспериментальными данными по теме диссертации. Достоверность полученных результатов предопределяется адекватностью используемых моделей геологических объектов разработки реальному строению юрских резервуаров. Она подтверждена сходимостью теоретических и экспериментальных данных, подтвержденной методами математической статистики.
Апробация результатов исследований
Основные положения докладывались и обсуждались: на конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (г. Тюмень, 1999 г.); на Всероссийской научн.-техн. конф. «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (г. Тюмень, 2000, 2001, 2004 гг.); на VI междунар. научн.-практич. конф. «Нефть и газ» (г. Ивано-Франковск, 2000г.); на IV конф. промышленников Тюменской области «Промышленность Тюменской области - итоги, тенденции, перспективы развития» (г. Тюмень, 2005 г.); на VIII, X научн.-практич. конф. «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г. Ханты-Мансийск, 2005, 2007 гг.); на научн.-практич. конф. «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской области» (г. Тюмень, 2005-2009 гг.); на научн.-практич. конф., посвященной 100-летию промысловой геофизики «Геофизические исследования скважин» (г. Москва, 2006 г.); на междунар. научн. симп. «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи» (г. Москва, 18-19 сентября 2007 г.); на IV междунар. конф. DISCOM-2009» (28-30 апреля 2009 г.); на II Всероссийской научн. конф. с
10
участием иностранных ученых «Фундамент, структуры обрамления Западно-
Сибирского мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна, их
геодинамическая эволюция и проблемы нефтегазоносности» (г. Тюмень, 2010
г.); на II междунар. форуме «Нефтегазовый сервис. Западная Сибирь» (г.
Тюмень 2011 г.); на Всероссийской научн.-техн. конф. «Проблемы и опыт
разработки трудноизвлекаемых запасов нефтегазоконденсатных
месторождений» (г. Санкт-Петербург, 2012 г.) и др.
Публикации. Результаты выполненных исследований отражены в 57 печатных работах, в том числе 15 работ в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, 3 монографиях, 17 авторских свидетельствах и патентах.
Диссертационная работа автора является научным обобщением
результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований
и разработок в области принципов выделения различных классов коллекторов,
создания трехмерных геолого-технологических моделей, обеспечивающих
повышение эффективности разработки средне-верхнеюрских отложений
Западной Сибири, подбора и внедрения технологий, обеспечивающих
оптимальную разработку низкопроницаемых продуктивных пластов,
приуроченных к верхнеюрским отложениям, разработки и классифицирования
технологий, способствующих дифференцированной разработке
трудноизвлекаемых запасов нефти.
Объем и структура работы
Дифференцированный анализ степени вовлечения и выработанности запасов юрских залежей в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
Качество коллекторов и продуктивность скважин являются доминирующими факторами освоения запасов, но есть еще и сопутствующие условия, которые могут влиять на этот процесс. С целью оценки влияния некоторых из них, был проведен дифференцированный анализ степени вовлечения и выработанности запасов юрских залежей в пределах Западно-Сибирской НГП [196].
Все месторождения, на балансе которых числятся запасы юрских отложений были разделены на четыре группы: 1. Месторождения, в которых доля извлекаемых запасов верхнеюрского нефтегазового комплекса (НТК) составляет 100%. 2. Месторождения, в которых доля извлекаемых запасов нижне-среднеюрского НТК составляет 100%. 3. Месторождения, в структуре извлекаемых запасов которых присутствуют как верхнеюрские, так и нижне-среднеюрские отложения. 4. Месторождения, в структуре извлекаемых запасов которых присутствуют верхнеюрские, нижне-среднеюрские и меловые отложения. Первая группа - месторождения, в которых доля извлекаемых запасов верхнеюрского НГК составляет 100%.
К данной группе относятся 154 месторождения, из них 94 на сегодняшний день не разрабатываются. На рисунке 1.5 представлено распределение подгруппы неразрабатываемых месторождений в зависимости от расстояния до ближайшего магистрального нефтепровода, которое выбрано как обобщенная и корректно определяемая характеристика инфраструктуры.
Однако инфраструктурный фактор не всегда играет ключевую роль в вопросе вовлечения верхнеюрских отложений в процесс разработки, так 25 неразрабатываемых месторождений находятся на расстоянии менее 10 км от ближайшего магистрального нефтепровода. В качестве дополнительного параметра рассмотрим структуру залежи по величине извлекаемых запасов (рис. 1.6).
Как видно из рисунка 1.6, извлекаемые запасы нефти 72 месторождений не превышают 3 млн. т. Тогда как запасы нефти только 21 неразрабатываемого месторождения превышают 3 млн. т., и одного (Колтогорского) месторождения превышают 30 млн. т. По-видимому, данный фактор оказался решающим. Q месторождениям с запасами верхнеюрского нгк в зависимости от расстояния до магистрального нефтепровода [196] С увеличением расстояния между месторождением и ближайшим магистральным нефтепроводом, уменьшается степень выработанности месторождения (фактор позднего обустройства).
Вторая группа - месторождения, в которых 100% извлекаемых запасов выявлены в нижне- среднеюрских отложениях.
К данной группе относятся 84 месторождения, из них 74 на сегодняшний день не разрабатываются. На рисунке 1.8 представлено распределение неразрабатываемых месторождений в зависимости от расстояния до ближайшего магистрального нефтепровода.
В данном случае даже относительно благоприятная инфраструктура (20 месторождений находятся на расстоянии от ближайшего магистрального нефтепровода менее 10 км) и не очень плохая структура объектов по величине (рис. 1.9) не способствовали вовлечению месторождений в разработку.
Иными словами, первый фактор - качество коллекторов, оказался в данном случае более решающим.
Больший интерес представляет группа из 10 месторождений с запасами в тюменской свите вовлеченных в разработку. По выбранному нами фактору инфраструктуры (рис. 1.10) и его достигнутому уровню отбора от НИЗ (60%, 95,6%) складывается впечатление полного благополучия. Но на самом деле все обстоит иначе.
Основные месторождения этой группы были открыты в 70-ые годы, а введены в разработку в первой половине 80-ых, то есть, во времена плановой экономики. Закладывался новый район нефтедобычи, построение инфраструктуры и разбуривание месторождений производилось одновременно, отсюда и связь между ними.
Ловинское и Яхлинское месторождения территориально близки, продуктивные комплексы и качество коллекторов очень сходны. Однако, судя по таблице 1.3 степень вовлечения запасов в разработку разная. На Ловинском месторождении практически все запасы разбурены (98,3% извлекаемых запасов по сумме кат. ABCi+C2 вовлечены в разработку), отбор от НИЗ составил 59,9%. На Яхлинском месторождении вовлечено в разработку только 22,8% запасов и соответственно, крайне низкий отбор от НИЗ - 1,1%.
Причина разных результатов освоения запасов кроется в основном в особенностях строения продуктивных разрезов и отчасти в сроках ввода месторождений в разработку.
Ловинское месторождение расположено в Ханты - Мансийском автономном округе. Месторождение открыто в 1973 г. В промышленную эксплуатацию введено в 1982 г. Промышленная нефтеносность установлена в отложениях средней юры тюменской свиты (пласты ЮК2-4, ЮКб-б).
Начальные извлекаемые запасы нефти Ловинского месторождения числящиеся на государственном балансе РФ на 1.01.2010 г. по категории АВСі составляют 25741 тыс. т., по категории С2 - 2831 тыс. т. Наибольшая часть начальных извлекаемых запасов нефти относится к пласту ЮК2_з - 20350 тыс. т. (71,2% от суммарных НИЗ нефти месторождения по сумме категорий АВСі+Сг).
Геологический профиль Ловинского месторождения по линии скважин №№10668, 10279, 10689, 10687, 67 приведен на рисунке 1.11.
Обратим внимание на то, что месторождение введено в разработку в 1982 году и основы системы разработки сложились еще во времена плановой экономики, то есть намеченные объем бурения выполнялись в полном объеме.
И еще одна особенность - основные по запасам пласты ЮК2_4 имеют распространение практически по всей площади месторождения, что обеспечивало пусть не высокий, но стабильный уровень дебитов нефти, вплоть до настоящего времени, порядка 2,8-3 м /сут. Геологический профиль 1111 .ІИІ1ИІ1 ГКІШЖНН J4№ lMWt. L0274,11)684,10687. Рисунок 1.11 - Геологический профиль Ловинского месторождения по линии скважин №№ 10668, 10279, 10689, 10687, 67 [196]
Яхлинское месторождение находится по соседству с Ловинским. Месторождение открыто в 1972 г., в промышленную эксплуатацию введено в 1987 г. Промышленная нефтеносность установлена в отложениях средней юры тюменской свиты (пласты КЖ2-3, ЮКфб).
Начальные извлекаемые запасы нефти Яхлинского месторождения числящиеся на государственном балансе РФ на 1.01.2010 г. по категории ABCi составляют 19392 тыс. т., по категории С2 - 5091 тыс. т. Наибольшая часть начальных извлекаемых запасов нефти относится к пласту КЖ2-3 - 17772 тыс. т. (72,6% от суммарных НИЗ нефти месторождения по сумме категорий АВСі+Сг).
Геологический разрез профиль Яхлинского месторождения по линии скважин №№ 988-75-823-822-815-816 приведен на рисунке 1.12.
То, что большая часть запасов сосредоточена в малопродуктивных пластах КЖ2-з, сыграло отрицательную роль в освоении запасов месторождения. Разбуренными оказались участки, где под пластами ЮК2_з находились продуктивные части пластов КЖ4-6 (рис. 1.12), которые и в данном случае обладают улучшенными коллекторскими свойствами. Как только нижние пласты оказались разбуренными эффективность бурения резко снизилась. Таким образом, более 70% запасов стали практически нерентабельными при принятой системе разработки. Для разработки оставшихся запасов требуются новые технологии их извлечения.
Комплексная макро- и микро-дифференциация юрских отложений на примере Хохряковского месторождения
В результате исследований установлено, что в юрских отложениях, особенно в их средней части, которая на большей части территории Западно-Сибирской НГП определяется как тюменская свита, в силу особенностей генезиса отмечается значительный объем пород «околопредельного» значения. Поэтому даже по корректно обоснованным петрофизическим зависимостям проводится дифференциация продуктивных пластов на коллекторы и неколлекторы. Результаты вносятся в модели залежей, а в последующем при разбуривании специальном или транзитном выясняется, что зоны неколлекторов по ГИС становятся продуктивными и включаются в эффективные толщины. Разумеется, есть и обратные случаи. Все это говорит о пока что не устоявшихся представлениях о нижних пределах в коллекторах тюменской свиты, изучение которых требуют дальнейшего развития. Наиболее перспективным представляется разделение коллекторов на классы по проницаемости, которые в свою очередь обоснованы литолого-геофизическими различиями отдельных групп коллекторов.
В работе используется методика интерпретации ГИС для выявления пород-коллекторов и определения их фильтрационно-емкостных свойств на основе данных промысловой геофизики, которые включают в себя такие методы, как: метод спонтанной поляризации (ПС), радиоактивный каротаж (ГК и НТК), стандартный электрический каротаж, боковой каротаж, индукционный каротаж, кавернометрию. Известны способы определения проницаемости горных пород по результатам радиоактивных и электрических методов исследования скважин, в частности, по данным метода естественных электрических потенциалов (ПС) [27, 36].
Для определения проницаемости (Кпр) применяют корреляционные связи вида апс= f(Knp), которые строятся для каждого конкретного района. Величина апс вычисляется из соотношения anc=AUncC/ AUnc on, (1) где AUnc on - предельная величина амплитуды AUnc в пласте с известной высокой проницаемостью.
Величины AUnc, отсчитываемые против исследуемых пластов и используемые для расчета апс, предварительно приводятся к показаниям в пласте неограниченной толщины AUnc. Проницаемость определяется по представительному объёму керна с учетом термобарических условий, характерных для исследуемого месторождения, или по данным гидродинамических исследований. Физической предпосылкой для использования метода потенциалов собственной поляризации (ПС) при оценке Кпр является связь диффузионно-адсорбционной активности породы Ада пс с ее глинистостью.
Недостатком способа является низкая достоверность определения проницаемости из-за неучета состава и количества глинистых минералов, входящих в цемент пород-коллекторов. Известно, что в цементе некарбонатных коллекторов преобладают следующие глинистые минералы: монтмориллонит, гидрослюда, хлорит, каолинит.
Согласно петрографо-минералогическим показателям перспективности песчаных тел в различных фациях (В.В. Шиманский и др. [167]), присутствие в составе цемента пленочного или крустификационного железистого хлорита является признаком относительно высокого энергетического уровня среды седиментации ал евро-песчаных отложений. Аутигенный поровый каолинитовый цемент свидетельствует об отсутствии проработки зернового материала течениями.
Таким образом, первичный гранулярный коллектор будет обладать лучшими ФЕС в отложениях без каолинита, скорее в фациях каналов, русел. Однако, для преобладающих в условиях юрских отложений неоднородных отложений юрского периода основную роль играют вторичные изменения. К вторичным преобразованиям, которые способствовали образованию вторичных пор в терригенных породах, следует отнести децементацию, процесс каолинизации и трещиноватость.
Вторичные поры децементации в исследуемых отложениях составляют от 2-3 до 20%, пор каолинизации 0,5-1%. В процессе преобразований отмечается каолинитизация неустойчивых составляющих (полевых шпатов и др.), сопровождаемая образованием вторичной емкости. Объем занятый такой емкостью достигает 7%. Ее образование и каолинитизация неустойчивых составляющих связано с воздействием водорастворенных агрессивных компонентов гумусового органического вещества углесодержащих отложений.
В соответствии с исследованиям В.В. Шиманского [167] петрографическим критерием, указывающим на присутствие гидрофобизации, служит присутствие аутигенного каолинитового цемента. Помимо гидрофобизации, захоронение активной органики приводит к ряду преобразований, существенных для формирования коллекторского потенциала породы. К их числу относится образование аутигенного каолинита в результате влияния на исходное глинистое вещество изменений физико-химических условий, возникающих при разложении захороненного активного рассеянного ОВ. В результате каолинизации первичного хлорит-гидрослюдистого цемента происходит значительное улучшение коллекторских свойств породы. По имеющимся данным отмечается вынос до 50% твердой фазы, подвергшихся каолинизации слоистых алюмосиликатов, в результате чего эффективная пористость возрастает в полтора раза [167].
Проведенными исследованиями было установлено, что при преобладающем формировании вторичного каолинита в глинистом цементе пород-коллекторов происходит значительное улучшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов. Это было отмечено и рядом других исследователей [154, 157]. Минеральный состав глинистого цемента пород-коллекторов определяется в шлифах и с применением рентгеновских методов, что позволило проследить зависимость фильтрационно-емкостных свойств от содержания того или иного глинистого минерала.
Решающую роль в характере зависимости коэффициентов пористости от коэффициентов проницаемости играет содержание каолинита. Для наиболее преобразованных вторичными процессами пород с ростом содержания каолинита наблюдается отчетливый тренд на увеличение проницаемости.
Каолинит (Al4[Si40io][OH]g) - глинистый минерал из группы водных силикатов алюминия. Образует землистые массы, в которых при больших увеличениях под электронным микроскопом обнаруживаются мелкие шестигранные кристаллы. Отдельные чешуйки и пластинки обладают гексагональным, реже ромбическим или тригональным обликом. В основе кристаллической структуры каолинита лежат бесконечные листы из тетраэдров Si04, имеющих три общих кислорода и связанных попарно через свободные вершины алюминием и гидроксилом (рис. 2.21).
Литологическое обоснование дифференциации коллекторов
В процессе создания трехмерной модели была создана сетка (грид) и заданы инкременты ячеек. Ячейки в горизонтальной плоскости представляют квадраты со сторонами, равными 400 м. Эта цифра была получена в результате изучения местоположения пластопересечений всех скважин. Минимальное расстояние между скважинами на исследуемой территории в пределах одного месторождения 3-4 км. Среднее расстояние между месторождениями 10-15 км. Максимальное расстояние между скважинами достигает 40км, при этом межскважинное пространство не охарактеризовано другими скважинами. За размер ячейки была взята 1/10 минимального расстояния между скважинами. Вертикальная составляющая ячейки была рассчитана из соображений мощности пластов, неоднородного строения пластов и точности методов ГИС. Средняя мощность пласта составляет 30 - 40 м, максимальная 49 м, минимальная 0 м - в фациальных условиях гор и холмогорий, откуда осуществлялся снос осадочного материала (скважина Западно-Пихтовая 302). Оптимальный вертикальный размер ячейки не должен превышать 60 см. В результате пласт был разбит на 50 слоев. Размеры области моделирования пластов составили 162743 - 115223м.
В основу построения литологической модели (куба песчанистости) были положены данные по скважинам и двумерные карты реконструкции условий осадконакопления (рис. 3.8), построенные ранее [56] и дополненные автором. При разработке региональных моделей фациальные карты дают представление о латеральной изменчивости пласта-коллектора. Установлено, что наилучшие коллекторы приурочены к группе фаций речных долин.
При моделировании песчанистости на исследуемой территории использовались данные по промыслово-геофизическому методу спонтанной поляризации. B.C. Муромцев [76] предложил использовать количественную оценку зависимости между образцами терригенных пород и методами ГИС. Наиболее четкая зависимость отмечается между апс и медианным размером зерен. Тонкозернистые породы с медианным размером обломочных частиц до 0,03 мм располагаются до значения апс = 0,4. Смешанные песчано-алеврито-глинистые породы с Md от 0,03 до 0,1 мм преобладают в интервале апс = 0,4 - 0,6. Песчаные породы, характеризующиеся медианными размерами от 0,1 до 0,4 мм, сосредоточены в интервале апс = 0,6 - 0,8 (пески мелкозернистые), а в интервале апс = 0,8 - 1,0 — пески крупно- и среднезернистые, неглинистые.
Условные обозначения: 1 - прибрежные равнины, временами заливаемые морем; 2 -озерно-аллювиальные равнины; 3 - речные долины; 4 - эрозионно-денудационные равнины; 5 - горы и холмогорья; 6 - речные русла; 7 - речные русла, установленные в скважинах; 8 - береговые валы речных пойм; 9- болота; 10 - аккумулятивные песчаные тела; 11 - изученные скважины; 12 - изопахиты кровли георгиевской свиты; изопахиты поверхности фундамента; 13 - месторождения нефти.
В. X. Ахияров [1], Н. А. Ирбэ [50] и др. в целом на месторождениях Западной Сибири также выделяют три группы коллекторов по данным ГИС и керна: чистые песчаники, глинистые песчаники и алевролиты с градацией по относительной амплитуде ПС соответственно меньше 0,6; 0,6 - 0,8; больше 0,8. На основе макроскопического описания керна и результатов гранулометрического анализа была принята попытка сопоставления среднего размера зерен и кривой ПС и, таким образом, проведено расчленение разреза на потенциальные коллекторы и глинистые покрышки. По кривой апс было задано граничное значение для выделения потенциального коллектора - апс 0,4. В результате интерпретации фактического материала, применения алгоритмов моделирования и фациальных двумерных карт в качестве латерального тренда [76], был получен куб песчанистости, который характеризует изменение толщин песчанистых пород на исследуемой территории. Карта толщин потенциального коллектора, совмещенная с фациальной картой квадрата моделирования, представлена на рис. 3.9. При ее построении использовалась формула:
Центральная и западная речные долины образуют русловые отмели -песчаные тела, толщиной от 12-14 до 20-22 м. С этими отложениями связаны такие месторождения, как Сырансукское и Тямкинское.
В северо-западной части исследуемой территории, в месте слияния западной и центральной речных долин, толщина песчаных тел изменяется в пределах 8-16 м, а на Северо-Демьянском месторождении достигает 18 м. В северо-восточной части исследуемой территории с восточным руслом связана перспективность Полуньяхского месторождения. Мощность песчаников здесь не превышает 10-12 м.
На геолого-литологических разрезах, построенных по линии А-А (скв. Демьянские, Тямкинские, Пихтовые) и линии В-В (скв. Новая, Пихтовые и Полуньяхские), отражено внутреннее строение пласта К 4 с выделением потенциальных коллекторов (песчаников с апс 0,4) и неколлекторов (глин) (рис. 3.10, 3.11). В местах смены фациальных обстановок группы фаций речных долин на фации озерно-аллювиальных равнин происходит выклинивание песчаного пласта. В районе скважины Западно-Пихтовая 302 предполагается наличие локального источника сноса осадочного материала. В этом случае мощность пласта К 4 близка к нулю.
Следующим этапом построения модели являлось распространение в кубе песчанистости двух типов коллекторов и удаление плотных пропластков из зон потенциальных коллекторов (апс 0,4). По лабораторным данным, проницаемость плотных пород, т.е. песчано-алевритовых и песчаных пород с карбонатным цементом, близка к нулю. Процессы выщелачивания карбонатных минералов, способные оказать позитивное влияние на фильтрационные свойства коллекторов, отмечаются единично и при построении региональной модели не учитываются.
Таким образом, по результатам моделирования получен куб литологических типов пород с различными фильтрационно-емкостными свойствами. По аналогии с построением карты песчанистости, были построены карты распространения коллекторов с высоким и низким фильтрационным потенциалом в пределах квадрата моделирования. Коллекторы ВФП приурочены к определенным областям группы фаций речных долин и образуют обособленные зоны (рис. 3.14), в которых, предположительно, процесс каолинизации был проявлен наиболее широко. На рис. 3.15 обозначены зоны развития и мощность коллекторов с НФП.
Основные принципы обоснования геолого-технических мероприятий по совершенствованию разработки
Интенсивная разработка крупных и уникальных месторождений Тюменской области освоенных в 60-70е годы прошлого века сопровождается стремительным истощением запасов, из-за чего отмечается неизбежное сокращение добычи на старых, выработанных залежах.
В последние годы на территории Западно - Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП) фиксируется устойчивое снижение годовых отборов нефти. Это достаточно тревожная тенденция не только для Тюменской области, но и для страны в целом. Переломить данный тренд возможно только применяя нестандартные инновационные решения как в области разработки месторождений, так и при поиске новых залежей нефти. Помимо этого, необходимо осваивать новые районы нефтедобычи и создавать современные отраслевые кластеры.
Южные районы Тюменской области еще 8-10 лет назад большинством специалистов не воспринимались как территория, где могут быть обнаружены существенные запасы углеводородов и будут добываться сколь-нибудь значительные объемы нефти. В соответствии с официальными оценками 2003 года, изложенными в Энергетической стратегии РФ, перспективные ресурсы углеводородов на данной территории не превышали 1,1 млрд.т. Расчетная добыча нефти в соответствии с энергетической стратегией не превышала 1 млн.т. [197].
Такие пессимистические оценки явно не способствовали проявлению интереса недропользователей к этой территории, инвестиционная активность была практически нулевой.
В тоже время многие геологи и нефтяники в начале 2000-х были убеждены, что нефтеносный потенциал юга области на тот момент был существенно недооценён и недоизучен. Автор настоящей работы был последовательным сторонником этой точки зрения и выступал активным инициатором проведения комплексной программы геологического изучения этой территории. Убедительные доводы в пользу высокой перспективности недр позволили заручиться поддержкой региональных и федеральных органов власти.
Отправной точкой создания нового района нефтедобычи стала «Территориальная программа геологического изучения и воспроизводства углеводородного сырья Тюменской области (без территорий автономных округов) на 2005-2010 гг.» выполненная при непосредственном участии автора [145, 195, 140].
В рамках данной программы были проработаны лицензионно -правовые особенности предоставления участков недр, был оценен социально-экономический эффект от реализации проекта. Но главное, что наиболее важно, применительно к теме настоящей работы, это то, что базисные принципы геологоразведочных мероприятий были сформированы с учетом специфики строения осадочного чехла южной части Западносибирской нефтегазоносной провинции.
Дальнейший ход событий полностью подтвердил правоту авторов программы, а так же мнения специалистов о высоком нефтеносном потенциале района. В настоящее время, по истечении десяти лет с момента начала масштабного освоения недр южных районов Тюменской области можно с уверенностью констатировать, что все задачи заложенные в региональной стратегии успешно реализованы, а достигнутый результат является прочным фундаментом для дальнейшего поступательного развития нефтедобычи в регионе.
Формирование нового нефтедобывающего района является беспрецедентным для современной России примером успешной реализации колоссального по масштабам бизнес проекта, залогом успешности которого стала слаженная работа научных ресурсов, региональных и федеральных властей, а также крупных нефтедобывающих компаний.
Немаловажным фактором, оказавшим позитивное влияние на ход реализации всего проекта явилось непрерывное научное сопровождение и оказание консалтинговой поддержки на всех этапах работ геологами и учеными стоявшими у истоков формирования программы освоения недр южных районов Тюменской области, в том числе и автора настоящей диссертации.
Начиная с 2005 года в течение очень короткого времени на юге области, в нефтяной отрасли, произошли ощутимые позитивные изменения. В регион пришли крупные недропользователи, началась реализация масштабных инвестпрограмм. Объемы финансирования геологоразведочных работ на протяжении ряда лет ежегодно удваивались. В результате был отмечен интенсивный прирост запасов, открывались и вводились в разработку новые месторождения (рис 6.1). Извлекаемые запасы нефти на юге Тюменской области за 2005-2013 гг. увеличились в 2,2 раза и на 1.01.2014 года составили 453,1 млн. т. (рис 6.2).
Следует отметить, что в 2006 - 2013 гг. концентрация, а как следствие и результативность геологоразведочных работ на юге Тюменской области кратно превысила эффективность геологоразведочных работ в ХМАО -основном добывающем регионе области. Коэффициент воспроизводства запасов по югу Тюменской области составил 6,9, против 1,2 по ХМАО (таблица 6.1).