Современное состояние нефтегазодобывающей ограсли нашей страны С1ави I комплексные задачи детальною геологического моделирования внутреннего строения все более сложных природных объектов Большие перспективы прироста ресурсов углеводородов связаны с доразведкой крупных и гшатских месюрождений к которым ошоешся нижнепермско-среднекаменноугольная залежь Усинского месторождения Тимано-Печорской провинции с запасами нефти более 700 млн т, послужившая базовым полигоном выполненных исследований.
Неф1ь нижнепермско-среднекаменноугольной залежи характеризуется аномально высокими значениями вязкости и содержания асфальто-смолистых компонентов Нефтесодержащий резервуар имеет сложное геологическое строение, обусловленное широким развитием зон с резко различающимися коллекторскими свойствами сингенетичного характера, а также зон, сформировавшихся под воздействием постседиментационных процессов, обусловивших вторичные неоднородности.
Усинское месторождение нефти открыто в 1963 г и введено в разработку в 1973 г В настоящее время на месторождении пробурено более 1000 эксплуатационных скважин, однако, за более чем 30-летнюю историю разработки залежи отобрано всего около 5% от начальных балансовых запасов залежи высоковязкой нефти, а обводненность большинства пробуренных скважин превышает 80%.
Актуальность проведенных исследований связана с необходимостью создания геологической модели нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усинского месторождения адекватной современным требованиям разработки Применение новейших технологий воздействия на пласты, широкомасштабное бурение горизонтальных скважин требуют значительных капитальных вложений, скорейшая окупаемость которых возможна лишь при наличии высокоинформативной геологической модели залежи как основы их эффективного использования Решение этой конкретной задачи позволило разработать результативную методику анализа строения осадочного чехла, базирующеюся на интерпретации данных НВСП (непродольное вертикальное сейсмическое профилирование), ХМАК (кроссдипольный многоволновой акустический каротаж), ГИС, ОГТ, промыслово-технологических ма1ериалах, анализе керна, контроля за бурением и др Разработанная методика может быгь применена при изучении других сложно построенных объектов, приуроченных к карбонатным отложениям как в пределах Тимано-Печорской синеклизы, гак и иных нефтегазоносных регионов Значительная часть материалов, положенных в основу диссертационной работы, была передана автору как одному из исполнителей отчетов по работам НВСП в течение пятилетен работы в сервисной компании «ПетроАльянс».
Работа состоит из введения, четырех глав и заключения общим объемом 157 страниц, проиллюстрирована 65 рисунками и 2 таблицами. Список-литературы включает 83 наименования.
Диссертационная работа выполнялась на кафедрах геологии и промысловой геологии нефти и газа РГУ нефти и газа имени И М Губкина в 2003;2006 гг. под научным руководством профессора, доктора геолого-минералогических наук Лобусева А.В.
В работе защищаюгея следующие положения.
1 Эффективный комплекс методов моделирования строения продуктивных карбонатных отложений на основе интерпретации геолого-промысловых и геофизических данных (сейсморазведка 2D и 3D ОГТ, НВСП, ГИС, керн (в т. ч ориентированный керн), данные аэрофотосъемки, данные по проходке скважин, по дебитам и обводненности скважин, результаты гидропрослушивания и мониторинг продвижения фронта перегретого пара).
2 Основные геолого-геофизические признаки выделения зон распространения биогермных построек, эрозионных врезов, карстои кавернообразования, развития трещиноватости (зон дробления).
3 Установленные системы развития субвершкальной трещиноватости в нижнепермско-среднекаменногольной залежи — для верхнего и среднего эксплуатационных объектов (верхний карбон — нижняя пермь) характерно преимущественно северо-западное простирание, для нижнею эксплуатационного объекта (башкирский и московский ярусы среднего карбона) — характерно северо-западное и северо-восточное направления.
4 Новое представление о геологическом строении нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усинского месторождения, базирующееся на комплексном подходе к моделированию строения карбонатных коллекторов.
Основные выводы и результаты диссертационной работы сводятся к следующему.
1. Нижняя часть карбонатного продуктивного комплекса (башкирский и московский ярусы) формировалась в различных фациальных условиях — в западной и центральной частях месторождения образовались водорослевые, органогенно-водорослевые известняки, ангидриты и доломиты, характерные для внутреннего шельфав восточной части месторождения эти ярусы представлены рифогенными разностями пород среднего шельфа.
2. Позднекаменноугольная и раннепермская эпохи характеризовались единством фациальных условий осадконакопления в обстановке среднего шельфа и повсеместным развитием рифогенных фаций.
3. Результаты комплексной интерпретации материалов НВСП, ГИС, ОГТ, геолого-промысловых данных и данных по проходке скважин дали возможность установить наличие и выделить участки с улучшенными коллекторскими свойствами карбонатных пород.
4. Углубленный анализ материалов НВСП позволил установить различную природу локальных зон с измененными фильтрационно-емкостными свойствами пород и определить пространственное положение рифогенных тел, эрозионных врезов, очагов развития карстои кавернообразования, а также участков повышенной трещиноватости.
5. Установлены преобладающие азимуты простирания субвертикальных трещин, составляющие преимущественно 300−320° для нижнепермско-верхнекаменноугольных отложений, для башкирских и московских отложений характерно, кроме этого, развитие системы ортогональных трещин.
6. Определен геологический возраст основных этапов формирования систем дизъюнктивных нарушений — северо-восточные разломы проявились в допозднекаменноугольное времяразломы северо-западного направления, в том числе и региональный Колвинский, развивались в послеартинское время.
7 Значительная часть биогермных тел позднекаменноугольно-раннепермского возраста была сформирована над разломами северо-восточного простирания.
8. По данным НВСП установлены два типа проявления процессов эрозии первый тип эрозионных объектов выделяется в кровле нижнепермских карбонатных отложений по смене положительной фазы на отрицательную фазу или по снижению амплитуды положительной фазы, приуроченной к кровле нижнепермских карбонатных отложений. Это явление отражает процесс эрозии и денудации верхней части разреза. Ниже в волновом поле наблюдается осложнение сейсмической записи, соответствующее разуплотненной области кавернои карстообразования. второй тип геологических объектов, связанных с процессами денудации верхней части карбонатного разреза, представляет собой глубокие эрозионные врезы (эрозионные карманы), заполненные кунгурскими глинами.
9. Показана высокая геологическая информативность, примененного для создания модели строения карбонатных отложений комплекса исследований, позволившего обосновать направления дальнейших работ по оптимизации разработки нижнепермско-среднекаменноугольной залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения.
10. Проведенные работы приняты ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» по результатам исследования был заложен и пробурен горизонтальный ствол, который подтвердил разработанную модель На настоящий момент с учетом выполненной работы запроектирован субмеридиональный профиль скважин для проведения НВСП и ХМАК.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
.
