Геолого-промысловое моделирование карбонатного резервуара высоковязкой нефти в каменноугольных и нижнепермских отложениях Усинского месторождения

• Автор: Руднев, Сергей Анатольевич
• Шифр специальности: 25.00.12
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2014
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 130 с. : ил.

Оглавление
Введение
Глава 1. Представления о геологическом строении карбонатного разреза залежи высоковязкой нефти
1.1. Развитие представлений о геологическом строении залежи высоковязкой нефти
1.2. История освоения каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти
Глава 2. Общие сведения о геологического строении и нефтегазоносность Усинского месторождения
2.1. Стратиграфия
2.2. Тектоника
2.3. Нефтегазоносность
Глава 3 Детальная корреляция разрезов скважин и особенности
залегания карбонатных отложений в резервуаре залежи высоковязкой нефти
3.1. Методические приемы корреляции разрезов скважин
3.2. Результаты детальной корреляции карбонатного разреза залежи высоковязкой нефти .
3.3. Типизация карбонатного разреза и выделение биогермных известняков методами ГИС
3.4. Особенности распространения биогермных тел по площади и разрезу
Глава 4. Особенности тектонического строения карбонатного разреза и их влияние на разработку залежи
4.1. Методические приемы при выявлении особенностей тектонического строения залежи
высоковязкой нефти
4.1.1. Последовательное палеопрофилирование
4.1.2. Анализ карт толщин
4.1.3. Анализ структурных построений
4.2. Влияние выявленных особенностей тектонического строения на разработку залежи
высоковязкой нефти
Заключение
Библиографический список использованной литературы
Список опубликованных работ по теме диссертации
Введение
Актуальность работы. В настоящее время остро стоит вопрос об извлечении из недр трудноизвлекаемых запасов УВ. К трудноизвлекаемым относят запасы нефтяных залежей (месторождений, объектов разработки) или их частей, отличающиеся неблагоприятными для извлечения геолого-физическими характеристиками и условиями залегания нефти.
Выделяется несколько групп трудноизвлекаемых запасов (H.H. Лисовский, Э.М. Халимов):
- аномальных нефтей (в том числе содержащих высоковязкие нефти с вязкостью нефти в пластовых условиях более 30 мПа*с);
- неблагоприятных коллекторов (низкопроницаемые и низкопоровые, прерывистые и т.д.);
- контактных зон;
- нефтей, залегающих в неблагоприятных горногеологических условиях, осложняющих бурение скважин и добычу нефти (глубина более 4500 м и т.д.);
- остаточных запасов нефти с высокой степенью выработанности [20].
Каменноугольно-нижнепермская залежь Усинского месторождения
является примером залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти, так как вязкость нефти в пластовых условиях составляет в среднем 710 мПа*с. Кроме того, эта залежь является уникальным примером объекта сложного геологического строения. Месторождение было открыто в 1963 году и является одним из крупнейших в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
Ввиду высокой вязкости на залежи применяются методы теплового воздействия. В мире практически отсутствуют аналогичные проекты термического воздействия на пласт в столь уникальных условиях. Так, по данным Национального нефтяного совета США в мире существует 230 проектов разработки месторождений с применением паротеплового воздействия (ПТВ), из них 227 в терригенных коллекторах и только 3 в карбонатных [3].
Для повышения эффективности различных методов воздействия на продуктивные пласты необходимо, в первую очередь, детально изучать геологическое строение объектов и факторы, обусловившие осадконакопление.
На настоящий момент на залежи пробурено 1311 скважин в пределах купольной и прикупольной областях залежи. Основным методом изучения геологического строения при такой плотности скважин является детальная корреляция разрезов скважин. Под корреляцией разрезов скважин понимается сопоставление геофизических кривых с целью выделения в скважинах одновозрастных комплексов, горизонтов, пластов и пропластков с целью выяснения условий их залегания, степени постоянства их толщин и параметров, а также выявления путей фильтрации флюидов.
Для проведения детальной корреляции разрезов скважин использовался отечественный инновационный программный комплекс «AutoCorr», разработанный коллективом ученых под руководством профессора И.С. Гутмана: И.Ю. Балабан, В.Е. Копылов, Г.П. Кузнецова (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина), H.H. Лисовский (МПР), В.М. Староверов (МГУ имени М.В. Ломоносова).
Цель и задачи исследования
Целью работы является изучение особенностей геологического строения, а также условий залегания продуктивных отложений в карбонатном разрезе каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения на основе автоматизированной детальной корреляции для совершенствования системы разработки залежи.
Научная новизна
1. Впервые с помощью ПК «AutoCorr» по единой методике выполнена детальная корреляция разрезов всего массива скважин (1311 единиц), позволившая научно обосновать новую геологическую модель залежи высоковязкой нефти и определить местоположение зон повышенной трещиноватости по площади.

Нефть легкая, смолистая, парафинистая, маловязкая (вязкость - 2,7мГ1а*с).
Камепноуголыю-нижнепермская залежь высоковязкой нефти является одним из наиболее сложных объектов, находящихся на текущий момент в разработке. Залежь залегает на глубине 1100-1500 м и содержит аномально вязкую нефть (710 мПа*с) в карбонатных коллекторах трещинно-кавернозно-порового типа верхнего и среднего отделов каменноугольной системы, а также нижнего отдела пермской системы. Покрышкой залежи является толща верхнепермских алевролитов, аргиллитов и глин.
Залежь сводовая массивная, структурного типа. Положение водонефтяного контакта по результатам опробования и промысловой геофизики меняется в широких пределах - от минус 1265 м до минус 1350 м. При этом отмечается тенденция понижения ВНК к центральной и западной частям залежи. Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1310 м. Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 15.5 х 9.5 км. Этаж нефтеносности 356 м. Нефтенасыщенные толщины карбонатных отложений в целом по залежи изменяются от 0 на контуре нефтеносности до 156.4 м. Наибольшие значения толщин отмечаются в центральной части залежи.
В процессе разработки залежи отмечены прорывы подошвенных вод по всей 350-метровой высоте в центральной части залежи, что, как будет показано ниже, связано с наличием активной вертикальной трещиноватости, а не отсутствием слоистости карбонатного разреза в отдельных частях залежи, как считалось ранее.
Полученные лабораторные анализы керна и данные микроскопического изучения шлифов позволили установить биогермные (каркасные) известняки, которые составляют обязательную основу органогенных построек.