Научные результаты по геологии, поискам, разведке нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири (в диссертациях, защищенных в марте – июне 1999 г.)
Дорошенко А.А. (диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук)
Тема: Дискретно-непрерывное моделирование нефтяных залежей с целью обоснования геолого-промысловых критериев эффективного применения методов повышения нефтеотдачи (на примере месторождений Западной Сибири).
Предлагается классификация коллекторов по нормированной проницаемости и установленной связи ее с отдающей способностью низко- проницаемых прослоев пласта при вскрытии их совместно с высокопроницаемыми разностями пород-коллекторов. Нормирование проводилось с использованием максимальных проницаемостей прослоев в скважине и объекта разработки. Выделено три класса коллекторов, характеризующихся разной интенсивностью промывки. Установлено влияние максимальной проницаемости на количество промытых слоев, неработающих интервалов и слоев работающих и еще не промытых. Расчеты суммарных толщин прослоев, которые при заводнении в работу практически не включаются или характеризуются средней — высокой интенсивностью промывки, дают возможность использовать их при решении задач по выбору методов воздействия на пласт для повышения нефтеотдачи.
Моделирование строения и свойств околоскважинных зон пластов проводилось по материалам ГИС. На материалах по залежи нефти в пласте БС10 Федоровского месторождения дана классификация прискважинных зон пласта (п3п) c использованием метода кластер-анализа. Выделено пять зон с максимальной проницаемостью, разной выработкой запасов. Рассмотрены результаты солянокислотной, глинокислотной обработок, акустического воздействия, закачки полимерно-дисперсных высокоупругих и волокнисто-дисперсных систем в разных призабойных зонах пласта.
Предложены дискретно-непрерывные модели прогнозирования технологической эффективности различных методов воздействия на пласт в разных участках с неодинаковым типом прискважинных зон. Составлено несколько схем распространения типов прискважинных зон пласта и для них выполнены карты количественного прогноза технологической эффективности воздействия на пласт разных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), в частности, “Карты районирования залежи по технологической эффективности конкретного метода воздействия на пласт”.
Рассматривается методика прогнозирования продуктивности скважин по комплексу геолого-промысловых характеристик, использующая дискретно-непрерывные модели, основанные на изучении взаимосвязей средних значений геолого-промысловых признаков и анализе неоднородностей прискважинных зон пластов по нормированной проницаемости. Проведена геолого-экономическая оценка используемых методов для увеличения нефтеотдачи, предложены дискретные модели прогноза экономической эффективности разных методов увеличения нефтеотдачи для конкретных залежей нефти и методы построения карт прогнозирования рентабельности методов для разных участков залежи. Прогнозные карты технологической и экономической эффективности МУН позволяют сократить непроизводительные затраты на проведение разных методов увеличения нефтеотдачи.
Бембель С.Р. (диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук)
Тема: Построение геологических моделей малоразмерных и сложнопостроенных залежей углеводородов в связи с разведкой и подготовкой их к разработке (на примере месторождений Среднего Приобья).
Основным объектом изучения являются малоразмерные поднятия площадью менее 3-5 км2, выявленные объемной сейсморазведкой, высокоточной гравиразведкой, эксплуатационным глубоким бурением, и субвертикальные зоны деструкций (С3Д), которые автор рассматривает в качестве проводников геодинамической энергии. Изучено влияние малоразмерных структурных неоднородностей на продуктивность нефтеносных пластов ЮВ1, БВ10 Западно-Варьеганского и ЮВ1 Северо-Хохряковского месторождений. Установлена связь трещиноватости с С3Д и продуктивностью.
Проведены статистические исследования зависимости потенциальных дебитов эксплуатационных скважин от положения скважины относительно С3Д на крутых или пологих склонах локальных поднятий и относительно локальных депрессий. Статистический анализ показал, что высокодебитные скважины характеризуются разными основными параметрами: для пласта ЮВ1главный определяющий признак – положение относительно С3Д, а для пласта БВ10 – связь с депрессией. Для обоих пластов важным для оценки продуктивности является крутизна склона поднятия. На Западно-Варьеганском месторождении для горизонта БВ10 отмечается смещение высокодебитных участков со сводовых частей в депрессионные, что обусловлено характером седиментации, а для горизонта ЮВ1 – сводовые части оказались высокодебитными, к ним приурочены С3Д и образование вторичной трещиноватости. На основании установленных закономерностей построены прогнозные карты дебитов по продуктивным пластам. Подтверждаемость прогноза при дальнейшей эксплуатации высокая.
На Северо-Хохряковском месторождении установлен мозаичный характер нефтяного поля, отдельные песчаные линзы оказались изолированными, с разными ВНК. Предлагаемая автором методика выявления малоразмерных сложнопостроенных залежей отличается повышенной латеральной разрешенностью, в ее основе – проведение сейсморазведки 3D МОВ ОГТ и выделение на временных разрезах С3Д.
Проведено уточнение геологических моделей Умсейских залежей в пластах БС10 и БС11 и оценены перспективы нефтегазоносности Западно-Алехинского поднятия после проведения сейсморазведки 3D. Анализ детальных 3D сейсморазведочных работ м-ба 1:10000 на Сенчинской площади позволил автору уточнить структурный план и нефтегазоносность северной части Самотлорского месторождения.
На Мишаевской площади установлена связь С3Д с количеством залежей УВ и дебитами скважин, попавших в эти зоны.
Отмечается увеличение мощности многолетнемерзлого слоя в зонах геодинамической активности месторождений, предлагается рассматривать повышение мощности мерзлоты как дополнительный поисковый признак- залежей УВ.
Рассматривается влияние процессов активного геодинамического воздействия на формирование аномальных разрезов баженовской свиты (возникновение турбидитовых потоков, оползней и т.п.)
Анализ аварийных ситуаций на нефтегазовых промыслах позволил автору выдвинуть предположение о связи их с геодинамически активными зонами.
Соколовский Р.А. (диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук)
Тема: Условия накопления и перспективы нефтегазоносности нижнеюрских отложений в Нижневартовском районе.
Проведена корреляция отложений нижней юры – пачек, пластов, горизонтов с учетом: стратотипических разрезов горелой, котухтинской, худосейской свит, утвержденных МСК СССР в 1991 году; определений возраста фораминифер и спорово-пыльцевых комплексов; кернового материала и стандартного комплекса ГИС. В качестве маркирующего репера выбрана баженовская свита верхнеюрского возраста.
Корреляция показала, что отложения нижней юры резко отличаются от перекрывающих их отложений тюменской свиты (средней юры) по геофизическим характеристикам на диаграммах ГИС. Достаточно надежно и однозначно выделяется в разрезе тогурская пачка (J1t) по диаграммам ИК, КС, ПС. Она сложена переслаиванием темно-серых, зеленовато-серых глин, толщиной до 50 м. Радомская пачка (J2а-J1t) – глинистая, выделяется хуже и не всегда однозначно. Часто для нее характерны повышенные показания на диаграммах ГК, связанные с битуминозными прослоями глин. Пачка залегает в кровле нижней юры. Между глинистыми пачками – радомской и тогурской, выделяется песчано-алевритовый горизонт Ю10, толщиной до 150 м, а между тогурской пачкой и фундаментом – песчано-алевритовый горизонт Ю11, толщиной до 120 м. Для обоих горизонтов характерны прослои гравелитов и конгломератов и выклинивание их по направлению к вершинам Нижневартовского и Александровского сводов. На основании проведенной корреляции уточнялись структурные карты по сейсмическим горизонтам «А» и «Б» и методом схождения строилась карта изопахит. Изучалась связь между толщинами всей юры и отдельными пачками и горизонтами нижней юры. Анализ проводился в целом для района и отдельно для 9 литолого-фациальных зон. В целом для Нижневартовского района установлено,что радомская пачка появляется в разрезе, когда общая толщина юры достигает 376 м, горизонт – Ю10 – 384 м, тогурская пачка – 523 м, горизонт Ю11 – 604 м.
Полученные критические значения толщины юры позволяли картировать границы выклинивания пачек и горизонтов. Впервые такие методические приемы при картировании нижнеюрских отложений использовали А.Г. Мухер (1989 г.) и А.П. Соколовский (1991 г.). На основании карт изопахит были построены палеогеоморфологические карты. Учитывая, что фораминиферы обнаружены по всему разрезу юры, автор принимает модель морской седиментации для всех отложений нижней юры и выделяет на палеогеоморфологических картах двух нефтегазоносных горизонтов Ю10 и Ю11 области денудационной возвышенной равнины, зоны мелководья с глубинами моря до 25 и 75 м и относительно глубокие (глубиной моря > 75 м).
Определение палеоглубин проводилось по методике М.В. Проничевой, основанной на расчетах углов наклона палеобассейнов по картам изопахит. Палеорельеф к началу осадконакопления в ранней юре был, по мнению автора, унаследован от рельефа палеозойского фундамента. Проведен анализ геологических и тектонических карт фундамента района работ, составленных В.С. Бочкаревым (1993 г.), З.В. Лашневой, И.А. Лашневым (1992 г.), В.С. Сурковым и др. (1998 г.). Отмечается блоковое строение фундамента, субмеридиональные поля эффузивных пород пермо-триасового возраста в Ярсомовско-Колтогорском прогибе, различная ориентировка блоков.
Построены карты перспектив нефтегазоносности. Выделены первоочередные перспективные объекты для поисковых работ, такие как Северо-Покачевский, Восточно-Кечимовский, Сенчинский, Северо-Черногорский. По всем перспективным ловушкам оценены ресурсы по категории С3-Д0.
Казаненков В.А. (диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук)
Тема: Модель геологического строения и нефтегазоносность неокома Северного Приобья Западной Сибири.
Изучение стратиграфии неокома, региональных стратиграфических схем (утвержденных МСК СССР в 1991 г.) позволило автору отметить в качестве недостатков: отсутствие возрастного скольжения свит неокома и клиноформного их строения; выделение ачимовской толщи как изохронного объекта и т.д.
Анализ открытых 160 залежей УВ в неокоме дал автору возможность выделить следующие особенности:
- приуроченность основной доли запасов нефти в неокоме к пластам БС10-11;
- наличие обширных зон с неоднородным и пониженным нефтенасыщением коллекторов;
- значительную неоднородность последних, резкие изменения коллекторских и фильтрационных свойств.
Проведено расчленение и корреляция 750 разрезов неокома с привлечением палеонтологических, литологических материалов и анализа цикличности. Циклиты выделялись как объекты, состоящие из двух частей – нижней трансгрессивной, глинистой (пимская, чеускинская и другие пачки) и верхней, представленной чередованием песчаных пластов и горизонтов группы «А» и «Б». В разрезе неокома выделено 15 циклитов с собственными названиями: сабунский (с пластом БВ14), приозерный (с пластом БВ13), коликъеганский (с пластами БВ11-12), бахиловский (с пластами БВ9-10), тагринский (с пластами БВ6-7), урьевский (с пластами БВ4-5), асомкинский (с пластами БС11-12), покачевский (с пластом БС10), чеускинский (с пластами БС8-9), сармановский (с пластами БС6-9), правдинский (с пластами БС1-5), пимский (с пластами АС10-12), приобский (с пластами АС8-9) и быстринский (с пластами АС4-6).
Рассмотрена номенклатура и индексация продуктивных неокомских отложений, предложено индексировать базальные горизонты индексом «0», к аббревиатуре Ач рекомендуется добавлять индекс шельфового пласта и т.д.
Изучение условий формирования циклитов неокомского комплекса позволило автору сделать следующие выводы:
-отложения верхних частей циклитов соответствуют горизонтам БВ8-БВ13, их накапливание происходило в прибрежных, мелководных частях бассейна, представляющих собой дельтовую, авандельтовую платформу;
-отложения нижних частей циклитов и ачимовской толщи формировались в глубоком море, в котором доминировали гравитационные осадочные процессы при транспортировке и перераспределении осадков.
Построена серия карт изопахит отдельных циклитов, песчано-алевролитовых мелководных и глубоководных отложений в них.
Для оценки перспектив нефтегазоносности построена схема распространения региональных и субрегиональных глинистых пачек-экранов неокомских клиноформ Северного Приобья.
Статистический анализ показал, что более 60% запасов сконцентрировано в горизонтах двух клиноформ — покачевской и чеускинской. На основании комплексного анализа выделено 11 перспективных зон, для каждой из которых даны рекомендации по проведению того или иного вида геологоразведочных работ. Отмечается необходимость переориентации нефтегазопоисковых работ на открытие неструктурных залежей, связанных с клиноформными отложениями неокома.
Зверев К.В. (диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук)
Тема: Особенности терригенного осадконакопления в неокоме Северного Приобья и позднем мелу Усть-Енисейского района.
Объект исследования — нижняя часть неокома Приозерной площади (Александровский район), изученная глубоким бурением, и отложения сеноман- турона Усть-Енисейского района, обнажающиеся в бассейнах рек Нижняя Агапа, Танама, Янгода и на побережье Енисейского залива в устье р. Чайка.
Проведен седиментологический анализ мегионской свиты Приозерной площади. В разрезе выделено 19 литофациальных ассоциаций, объединенных в 7 крупных литофациальных объектов, последовательно сменяющих друг друга.
Нижняя часть мегионской свиты (нижние 200 м) выделяется как отложения глубоководного аккумулятивного склона, формировавшиеся при участии течений и оползневых процессов.
Результаты анализа алеврито-песчаной толщи, объединяющей алеврито-песчаную пачку, позволили автору установить, что она накапливалась в условиях «глубоководных волновых дельт» при высокой энергии морских процессов; формирование более поздних сложнопостроенных глинисто-алеврито-песчаных пачек (включающих пласты БВ10-БВ12) происходило в условиях дельтовой платформы – лагунах, внутридельтовых заливах и т.д.; отложения пласта БВ8 накапливались в условиях активного врезания русел в подстилающие осадки.
Выводы автора базируются на основе личных описаний керна, в частности, мегионская свита формировалась в результате постепенной смены условий седиментации от глубоководных к мелководным и прибрежно-морским в ходе общей проградации береговой линии морского бассейна.
Проведенный седиментологический анализ отложений верхнего мела Усть-Енисейского района позволил автору выделить в разрезе восемь литофациальных ассоциаций, сформировавшихся в условиях аллювиальной равнины, постепенно сменяющейся прибрежной равниной и мелководным шельфом. Аллювиальные пески долганской свиты, как установил автор, сформировались в пределах активно мигрирующей крупной речной разветвленной системы. Отложения верхней части долганской свиты накапливались в условиях эстуариевой системы, они частично размыты последующим наступлением моря. Морские трансгрессивные лептохлоритовые пески дорожковской свиты частично размыты, в них наблюдаются прослои переотложенных фосфоритовых конкреций. Маломощные пески появляются среди морских алевритовых глин дорожковской свиты. Вышележащие пески насоновской свиты интерпретируются как отложения баровых пляжей в пределах фронта дельты.
В разрезе насоновской свиты (район устья р. Чайка) выделяются в нижней и верхней части разреза отложения дельтовой системы; в середине — отложения шельфовой системы с прослоями, накапливавшимися в лагунах. Отмечаются слои толщиной 0,3-1,8 м гравийно-галечных песков, залегающих с размывом на шельфовых морских глинах.
Рассматривая палеогеографию меловых отложений, автор привлекает многочисленные исследования зарубежных литологов.
Павлова И.В. (диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук)
Тема: Изучение капиллярно-экранированных залежей УВ и перспективы их поисков в Западной Сибири.
Работа посвящена изучению капиллярных явлений и их роли в формировании залежей нефти и газа. Рассмотрены смачиваемость пород, гидрофобные и гидрофильные коллекторы. Изучена зависимость между капиллярными и фильтрационно-емкостными свойствами пород.
Дан анализ существующих методик определения капиллярных давлений и смачиваемости, установлены причины возникновения капиллярных барьеров.
В разрезе осадочного чехла выделены капиллярно-экранированные залежи трех типов с гидробными, гидрофильными и смешанными коллекторами.
Автор приходит к выводу, что капиллярные барьеры в гидрофобных коллекторах возникают в результате существенного снижения пластовых температур.
Рассмотрено строение капиллярно-экранированных залежей в пластах: Ю2 на Северо-Демьянском, Ю1 на Ачимовском, АС7, АС11 и АС123 на Приобском, Ю1 на Павловском месторождениях, а также в пластах ачимовской толщи на Кальчинском месторождении.
Предложена методика прогнозирования капиллярно-экранированных залежей, в которой важное место занимают палеогеографические исследования, обеспечивающие надежность трассирования капиллярных барьеров, и термометрические.
Предложены формулы для расчетов капиллярных давлений на основании данных о проницаемости коллекторов и высот предполагаемых залежей в коллекторах гидрофильного типа; последнее позволяет оценить ресурсы УВ.
На примере Южного месторождения рассмотрено влияние капиллярных сил на распределение нефти в пласте Ю2, где сводовая часть структуры пересечена водоносной зоной с проницаемостью выше, чем в залежах нефти к югу и северу от нее. Рассчитаны капиллярные давления и высоты залежей, составлена геологическая модель залежей в пласте Ю2.
Залежь в пласте БУ8 Ямбургского месторождения представлена как капиллярно-экранная; возникновение капиллярного барьера произошло в результате охлаждения газоносного резервуара на новейшем этапе развития структуры.
Кислухин В.И. (диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук)
Тема: Геологический анализ формирования и нефтегазоносность юрско-меловых отложений северных районов Западной Сибири.
Рассматриваются особенности геологического строения северных областей Западной Сибири. Особое внимание уделяется выделению в разрезе и трассированию в плане стратиграфических несогласий.
Автором выделены и подтверждены следующие перерывы в седиментации: предюрский, предсреднеюрский, предпозднеюрский, предкимериджский, предмеловой, поздневаланжинский, барремский, раннеаптский, предальбский, предтуронский. Перерывы выделялись на основе комплексного анализа. Крупное стратиграфическое несогласие выявлено на территории Ямальского п-ова на рубеже юры и мела, где различные горизонты верхней юры перекрываются отложениями готерива. Другой важный перерыв, по мнению автора, предтуронский; глины кузнецовской свиты залегают на различных горизонтах покурской свиты. Анализ нефтеносности сеноманской толщи позволил автору сделать вывод о том, что на территории, где верхнесеноманская толща выклинивается, открыты и будут открыты нефтегазовые залежи, а в зонах ее развития – газовые скопления.
Выделение и подтверждение несогласий в разрезе проводилось на основании детального изучения разрезов глубоких скважин и их корреляции, результатом явилось литолого-фациальное районирование территории и предложения о выделении новых свит: ширтовской, светлогорской, нурминской.
