Обоснование методов ускоренной разведки на основе литолого-фациального подхода в изучении продуктивных горизонтов, приуроченных к органогенным постройкам Тимано-Печорской провинции

Актуальность работы:

За последние годы в карбонатных отложениях открыт ряд новых нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений в различных регионах России. Большое количество подобных месторождений сосредоточено в Тимано-Печорской провинции. Разведка и подготовка к разработке таких месторождений значительно затруднена из-за высокой степени латеральной и вертикальной неоднородности карбонатных комплексов, многообразия типов пустотного пространства даже в пределах одного литотипа. Типичным примером таких объектов являются резервуары, приуроченные к отложениям сирачойского горизонта верхнего девона. Цель работы:

Обоснование методов ускоренной разведки и опережающего эксплуатационного бурения продуктивных горизонтов, приуроченных к карбонатным отложениям сирачойского горизонта месторождений Тимано-Печорской провинции с учетом литолого-фациальных особенностей строения резервуара. Основные задачи исследований:

1. Разработка лито-фациальной основы для геологического моделирования продуктивных отложений.

2. Выявление петрофизических особенностей продуктивных отложений на основе комплексирования результатов исследований кернового и шламового материалов и интерпретации геофизических исследований скважин.

3. Сейсмофациальный анализ сирачойского горизонта.

4. Определение особенностей моделирования резервуаров сирачойского горизонта.

5. Обоснование варианта размещения разведочных и опережающих эксплуатационных скважин (ОЭС) и избирательного соляно-кислотного воздействия при освоении скважин.

Методы решения поставленных задач: При решении поставленных задач были использованы следующие методы исследования:

1. Сейсмостратиграфический анализ.

2. Циклостратиграфический анализ и корреляция разрезов скважин.

3. Лито-фациальный анализ.

4. Анализ данных ГИС и геолого-промысловой информации.

5. Геологическое моделирование. Фактический материал:

1. Исходными данными для диссертационной работы послужили:

2. Материалы бурения и исследования 16 разведочных и эксплуатационных скважин.

3. Исследования кернового материала.

4. Геофизические и гидродинамические исследования скважин.

5. Физико-химические характеристики пластовых флюидов.

6. Результаты геологической интерпретации данных сейсморазведки 30.

7. Результаты петрофизического и геологического моделирования Средне-Харьягинского нефтяного месторождения.

Научная новизна:

1. Нефтегазоносность карбонатных отложений сирачойского горизонта обусловлена приуроченностью к высокоамплитудным тектоно-седиментационным структурам рифогенной природы.

2. Пластово-массивные и массивные природные резервуары рифогенных построек характеризуются высокой степенью латеральной и вертикальной неоднородности, определяемой лито-фациальной зональностью бассейна и цикличностью процесса седиментации.

3. В разрезе рифогенного природного резервуара сирачойского горизонта выделено 7 типов пустотного пространства, закономерности пространственного расположения которых определяется приуроченностью к определенным фациальным зонам и направленностью вторичных процессов.

4. Определяющим фактором обоснования направлений ускоренной разведки рифогенных резервуаров сирачойского горизонта является лито-фациальная зональность.

Практическая значимость и реализация работы:

Выявленные закономерности геологической неоднородности природного резервуара, приуроченного к органогенным постройкам верхнего девона, могут быть использованы при создании геологических моделей, оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин и при выборе мероприятий по воздействию на пласт, как в Тимано-Печорской провинции, так и в других нефтегазоносных провинциях.

Основные защищаемые положения:

1. Морфология и геологическая неоднородность природных резервуаров сирачойского горизонта определяется приуроченностью к высокоамплитудным тектоно-седиментационным структурам рифогенной природы.

2. Продуктивные отложения сирачойского горизонта характеризуются высокой степенью неоднородности пустотного пространства, которая определяется разнообразием биоты рифогенных построек, фациальной зональностью, седиментационной цикличностью и направленностью вторичных процессов.

3. Геологическое моделирование рифогенных природных резервуаров сирачойского горизонта должно базироваться на выработанных представлениях о закономерностях пространственной неоднородности рифогенного массива.

4. Выбор системы и методов ускоренной разведки месторождений предусматривает адресное размещение скважин и дифференцированное воздействие на пласт с учетом как морфологии поверхности, так и закономерностей пространственной неоднородности продуктивных отложений. Апробация работы.

Отдельные положения диссертационной работы докладывались на научных конференциях РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, на Международном совещании «Геология рифов» в Сыктывкаре в 2005 г.

Публикации и личный вклад автора Автор принимал непосредственное участие в подготовке программ геолого-геофизических исследований, создании геологической модели месторождения, а также в решении проблем, связанных с разработкой Средне-Харьягинского месторождения. Вопросы, затронутые в диссертации, освещены в 5 работах в отечественных изданиях, 1 работа находится в печати в зарубежном периодическом журнале (Oil & Gas Journal).

Структура и объём работы Диссертационная работа состоит из ведения, 5 глав и заключения. Содержит 37 рисунков, 5 таблиц. Общий объём диссертации 107 страниц. Список использованной литературы содержит 128 наименования. Диссертация выполнена в аспирантуре Российского государственного университета нефти и газа им. И. М. Губкина на кафедре литологии.

Благодарности.

Работа была выполнена в РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина на кафедре Литологии под руководством д.г.-м.н. A.B. Постникова. Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д. г-м.н. A.B. Постникову, д. г-м.н. В. Г. Кузнецову, д. г-м.н. Е. Г. Журавлеву, к. г-м.н. О. В. Постниковой, к. г-м.н. Ю. В. Ляпунову, другим сотрудникам кафедры Литологии РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, сотрудникам компаний Петро Альянс, Петроанализ, Тверьгеофизика и Paradigm Geophysical.

Основные результаты исследований сводятся к следующему.

Ингибированная соляная кислота (без добавок). Обработка исследуемых образцов раствором HCl разных концентраций (без добавок) приводит к снижению первоначальной проницаемости образцов и по раствору и по нефти, хотя первая обработка 12% кислотой влияет на проницаемость не столь значительно, как 24% кислотой. При этом последующие фильтрации кислоты только ухудшают первоначальные коллекторские свойства. Изменение времени её фильтрации существенно не влияет на тенденцию ухудшения первоначальной проницаемости. С учетом того, что после воздействия кислоты пористость образцов изменялась мало, а в некоторых случаях даже возрастала, очевидно, что реакция соляной кислоты вызывает изменение объема и структуры порового пространства, но внутри фильтрующих пор происходит формирование нерастворимых продуктов реакции, которые и приводят к ухудшению проницаемости породы. Падение проницаемости отмечено как для низко-, так и для высокопроницаемых карбонатных разностей.

Ингибированная соляная кислота с нефтенолом К Использование нефтенола К в качестве добавки к 12% и 24% соляной кислоте привело не только к снижению тенденции падения проницаемости образцов по нефти после фильтрации кислоты, но и к некоторому увеличению проницаемости. При этом для высокопроницаемых образцов отмечалось увеличение проницаемости образцов при однодвухкратной фильтрации кислотной композиции, тогда как для образцов с низкими коллекторскими свойствами проницаемость ухудшилась. Ухудшение проницаемости произошло также после третьей обработки НС1 различных концентраций. В некоторых случаях результаты улучшаются при введении в кислотный состав комплексона Л.

Кислотная композиция Химеко К-2 Исследование образцов, обработанных кислотной композицией Химеко К-2 показало, что при однократной обработке первоначальная проницаемость сохраняется, а при повторной обработке даже несколько увеличивается. Однако, при третьей обработке, отмечено некоторое снижение проницаемости всех образцов. По всей видимости, также как и в случае с другими кислотными композициями в поровом пространстве породы происходит отложение нерастворимых осадков, препятствующих фильтрации нефти через каналы фильтрации.

Введение

в кислотную композицию комплексона Л препятствует отложению в фильтрующих каналах нерастворимых осадков и улучшает вынос продуктов реакции кислотного состава из порового пространства породы.

Кислотная композиция КСПЭО-2ВБ Использование КСПЭО-2ВБ для кислотной обработки карбонатной породы приводит к незначительному увеличению первоначальной проницаемости по нефти после первой обработки. После второй обрабоки наблюдается снижение проницаемости относительно первоначальной. Практически аналогичной была динамика изменения проницаемости по раствору ИаС1.

Кислотная композиция КСПЭО-Р При использовании кислотной композиции КСПЭО-Р проницаемость по нефти после первой обработки уменьшается. Вторая обработка практически не изменяет значение проницаемости. Проницаемость по раствору после первой обработки не меняется, после второй заметно падает.

Кислотная композиция Флек № 1 Для высокои низкопроницаемых образцов, обработанных кислотной композицией Флек № 1 отмечено снижение проницаемости по нефти (для низкопроницаемого образца незначительное) и по ЫаС1, лишь после первой обработки высокопроницаемого образца проницаемость по раствору несколько увеличилась.

Кислотная композиция КСПЭО-СК Использование для кислотной обработки состава КСПЭО-СК привело к увеличению первоначальной проницаемости по раствору в 1,5 раза, тогда как по нефти проницаемость снизилась почти в 20 раз. Судя по всему, использование азотной кислоты в качестве основы данной кислотной композиции приводит к образованию АСПО во внутрипоровом пространстве пород и для обработки карбонатных пород СреднеХарьягинского месторождения малоэффективно.

Кислотная композиция ПетроАльянс Данная композиция, судя по результатам фильтрации, является неэффективнойпроницаемость по нефти снижается в 2 — 5 раз после первой обработки. Вторая обработка приводит к дальнейшему снижению проницаемости.

Ингибированная соляная кислота с добавками лимонной кислоты ил и ТС, А + СиБ04.

Добавление лимонной кислоты или TGA с CuSC>4 к 15 — 18% HCl на первом этапе эксперимента позволяет избежать значительного уменьшения проницаемости по нефти. При этом в высокопроницаемых разностях карбонатных пород этот показатель даже несколько увеличивается, тогда как для низкопроницаемых образцов он незначительно снижается.

На основании изменений проницаемости по нефти после кислотных обработок можно выделить ряд составов:

• Ингибированная HCl концентрации 18 — 24% с суфрактантом нефтенолом К.

• Ингибированная HCl концентрации 18 — 24% с суфрактантом нефтенолом К и комплексоном Лимановского.

• Ингибированная HCl концентрации 15% с лимонной кислотой.

• Ингибированная HCl концентрации 15 — 18% с TGA и CuSC>4.

• Химеко К-2.

• Химеко К-2 с комплексоном Лимановского.

• КСПЭО -2ВБ.

• Флек № 1.

Перечисленные составы в процессе первой кислотной обработки несколько увеличивают проницаемость образцов по нефти или существенно не влияют на ее значение. Вторая обработка приводит к сходным результатам, за исключением двух последних составовКСПЭО-2ВБ и Флек № 1, которые ухудшают коллекторские свойства. После третьей обработки положительный эффект дает ингибированная HCl с нефтенолом К и Химеко К-2 с комплексоном Лимановского. Реагент КСПЭО-2ВБ также улучшает показатель проницаемости после третьей обработки.

Проницаемость по газу изменяется сходным образом. После первой обработки HCl разных концентраций и Химеко К-2 с обычными добавками значение проницаемости увеличивается или не изменяется. КСПЭО-Р в этом случае также не оказывает никакого влияния. При воздействии КСПЭО-2ВБ и Флек № 1 проницаемость уменьшается. Вторая обработка приводит к некоторому снижению проницаемости для большинства реагентов, в том числе Химеко К-2, как с комплексоном Лимановского, так и без него. Не ухудшают проницаемость по газу только ингибированная HCl с нефтенолом К и комплексоном Лимановского и КСПЭО-Р.

Результаты изменения проницаемости по раствору NaCl отличаются от рассмотренных выше. Так, составы КСПЭО-СК, КСПЭО-Р, КСПЭО-2ВБ, Флек № 1 оказываются предпочтительнее других. Из солянокислых композиций оптимальна 18 — 21% HCl с нефтенолом К и комплексоном Лимановского. Вторая обработка не вносит существенных изменений.

Пористость по NaCl изменяется не столь значительно, как проницаемость. Наилучшими составами в данном случае являются 12% HCl (с нефтенолом К и без него) и 18 — 24% HCl с нефтенолом К, а также реагент Химеко К-2. Однако после второй обработки пористость уменьшается практически при любом кислотном составе. Третья обработка также приводит к уменьшению пористости для большинства образцов, за исключением Химеко К-2 и 12% HCl с нефтенолом К. Пористость высокопористых образцов не снижается и после обработки HCl без добавок и с более высокой концентрацией.

Преобразования пород и их емкостного пространства в результате кислотной обработки.

Характер преобразований пород и их емкостного пространства определяется структурными особенностями и минеральным составом пород.

Наиболее устойчивыми к воздействию кислоты являются чистые доломиты, характеризующиеся однородным строением кристаллов, слагающих породу. В этих разностях воздействие кислоты на породу практически не устанавливается.

В доломитах, характеризующихся неоднородным зональным строением зерен, процессы растворения идут более интенсивно, по-видимому, по наиболее реакционноспособным зонам, содержащим реликты кальцита.

В наиболее интенсивном проявлении этот процесс выражается в отслаивании пластинок доломита на поверхности кристалла и даже глубоком выщелачивании неоднородных кристаллов по трещинам спайности.

Это же явление прослеживается и в частично доломитизированных разностях. При этом прослеживается выщелачивание межзернового пространства в скоплениях доломита и даже частичная дезинтеграция зерен. Следует отметить, что в данном образце существенного выщелачивания в порах известковых сгустково-комковатых участков породы не отмечается. Предварительно это явление можно объяснить незначительной сообщаемостью этих пор, изолированных инкрустационными каемками кальцита.

В целом можно предположить, что кислотная обработка вторичных доломитов либо мало эффективна для наиболее однородных разностей, либо должна существенно улучшать их ФЕС, поскольку дезинтеграция зерен относительно незначительна, а каналы фильтрации существенно расширяются. Особенно ярко это должно проявляться для разностей, не обладающих реликтовыми структурами и остатками известковых скоплений.

Заключение

.

Многообразие типов пустотного пространства, особенности распределения в разрезе пород-коллекторов, их гидродинамическая разобщенность, пространственные ограничения пластов-коллекторов, определяемые литолого-фациальной зональностью, обусловливают особенности разведки нефтяных месторождений, приуроченных к рифовым комплексам.

• В результате комплексного литолого-фациального, петрофизического и геофизического анализа разработана фациально-палеогеографическая схема формирования верхнедевонских рифов сирачойского горизонта. В строении горизонта выделены центральные (ядерные), склоновые, бассейновые и депрессионные литофациальные зоны. В соответствии с общей зональностью для различных стратиграфических подразделений (пачек) устанавливается определенная смена литотипов по латерали. Характерной особенностью рифогенного комплекса является закономерное расположение литологических типов пород по разрезу и латерали, контролируемое фациальной зональностью, причем смена пород и формирующей фауны происходит достаточно резко на коротких расстояниях.

• Закономерность распределения геологической неоднородности пород определяется фациально-генетической природой формирования сирачойского горизонта, цикличностью процессов седиментации и постседиментационными преобразованиями. Условия седиментации определили как первичные фильтрационно-емкостные свойства пород, так и направленность вторичных процессов. Каждая из выделенных литофациальных зон характеризуется определенными особенностями емкостного пространства слагающих их пород.

• Использование результатов анализа сейсмических атрибутов, и комплексирование использования с данными литологических исследований, позволит устанавливать размещение лито-фациальных зон в пределах рифогенных построек, и, как следствие, прогнозировать распределение фильтрационно-емкостных свойств. Такой подход вполне применим как на данном месторождении при дальнейшем разбуривании, так и на подобных ему для заложения поисковых и разведочных скважин.

• Параметризация геологических моделей природных резервуаров рифогенных комплексов должна проводиться на основе результатов лито-фациального анализа и закономерностей распространения пород-коллекторов в объеме ПР.

• Установление закономерности распределения лито-фациальных зон является одним из основополагающих факторов рациональной системы поиска и разведки месторождений, приуроченных к рифогенным постройкам сирачойского горизонта верхнего девона.

• Результаты исследований влияния соляной кислоты и кислотных композиций на фильтрационно-емкостные свойства карбонатных пород Средне-Харьягинского месторождения свидетельствуют о необходимости адресного воздействия на выявленные породы, формирующие разрез, что выражается в подборе кислотных композитов с учетом закономерностей распределения литотипов по разрезу.

Выявление и учет подобных факторов на аналогичных месторождениях позволит повысить эффективность разведки месторождений, приуроченных к органогенным постройкам.