Геологическое обоснование повышения эффективности разработки верхнедевонских рифов (на примере нефтяных месторождений Оренбургской области) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Кузьмина Виктория Валерьевна

• Кузьмина Виктория Валерьевна
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Кузьмина Виктория Валерьевна

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Месторождения нефти и газа, контролируемые палеозойскими рифами в пределах добывающих районов Канады, США и России

1.2 Особенности и генезис объекта исследования

1.2.1 Тектоника, стратиграфия, нефтегазоносность объекта исследования

1.3 Геолого-геофизическая и физико-химическая характеристика продуктивных пластов объекта исследования

1.3.1 Геолого-геофизическая характеристика

1.3.2 Физико-химическая характеристика

1.4 Изучение влияния геологии площади исследования на нефтеносность и нефтеизвлечение

1.5 Актуальные проблемы бурения объектов исследуемой площади

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 2. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ РИФОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ

2.1 Концептуальная базовая модель строения рифовых массивов Оренбургской области

2.2 Особенности геологического строения и порового пространства объекта исследования

2.3 Анализ текущего состояния разработки объекта исследования

2.4 Характеристика энергетического состояния пласта объекта исследования

2.5 Анализ фильтрационно-емкостных свойств карбонатных

коллекторов

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 3. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ НЕФТИ РИФОВЫХ МАССИВОВ И ИХ ВЫРАБОТКА

3.1 Трудноизвлекаемые запасы углеводородов верхнедевонских рифов

3.2 Методы подсчета запасов УВ рифовых месторождений и использование их модификаций

3.2.1 Метод условно выделенных зон дренажа скважин

3.2.2 Метод материального баланса

3.2.3 Раздельный подсчет запасов рифов по типам коллекторов и оценка

его эффективности

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 4. ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ И КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ИЗУЧЕНИЮ РИФОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

4.1 Оценка литолого-фациальной неоднородности пласта Дфр2

4.2 Распределение пористости и проницаемости по рифам Волостновского лицензионного участка

4.3 Режимы работы скважин в различных фациальных зонах рифов

4.3.1 Дифференциация скважин по фациальным зонам и комплексу геолого-геофизических и технологических параметров

4.4 Изменение коллекторских свойств и выработки запасов нефти

4.5 Комплексный подход к изучению сложных рифовых объектов

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 5. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ РИФОВЫХ МАССИВОВ

5.1 Обоснование бурения новых скважин

5.2 Обоснование применения технологий для вовлечения в разработку рифовых залежей с целью сохранения фильтрационно-емкостных свойств

5.2.1 Ликвидация поглощений при бурении скважин

5.2.2 Технология временной изоляции продуктивного пласта в процессе бурения скважин

5.3 Обоснование применения ГТМ для вовлечения в разработку остаточных запасов рифовых залежей

5.3.1 Анализ работы добывающих скважин Волостновского рифа

5.3.2 Анализ работы скважин верхнедевонских рифов Оренбургской области

5.3.3 Создание системы заводнения с целью повышения нефтеотдачи

5.4 Выбор оптимального режима эксплуатации скважин в рифовых

коллекторах

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геологическое обоснование повышения эффективности разработки верхнедевонских рифов (на примере нефтяных месторождений Оренбургской области)»

Актуальность темы исследования

Большая доля запасов в мире приходится на залежи углеводородов в карбонатных коллекторах. По мере роста остаточных запасов возрастает необходимость в восполнении ресурсной базы углеводородного сырья регионов, в том числе, Оренбургской области.

В южном погружении Бузулукской впадины на территории Оренбургской области в 90х гг. было открыто Рыбкинское месторождение на Рыбкинском лицензионном участке (ЛУ), включающее три поднятия, где залежи нефти запечатаны в одиночных рифах франских отложений верхнедевонской системы. Открытые рифы обладают небольшой площадью и высоким этажом нефтеносности.

После многочисленных исследований по оценкам перспектив данной территории были проведены геологоразведочные работы (ГРР) на Волостновском лицензионном участке, внутри которого расположен Рыбкинский ЛУ. По результатам ГРР с 2016 года по настоящее время было открыто 20 нефтяных месторождений. Был произведен отбор керна из поисковых скважин, проведены комплексные исследования, созданы концептуальные модели, где была подтверждена рифовая природа данных объектов. Также, было выявлено, что в рифах наблюдается фациальная неоднородность, обусловленная их генезисом.

На данный момент активно ведется разработка данных залежей. Франские одиночные рифовые месторождения Оренбургской области находятся на ранней стадии разработки. В процессе разработки наблюдаются высокие темпы роста обводнённости, высокие начальные и низкие текущие дебиты нефти, неравномерная добыча жидкости по залежам. Несмотря на небольшую площадь, рифы содержат большое количество запасов нефти.

Строго определенного подхода к разработке таких залежей нет. Без дополнительных исследований существует большая вероятность роста доли остаточных запасов данных месторождений, в том числе, трудноизвлекаемых (ТРИЗ). Для оптимального извлечения запасов Волостновских рифовых месторождений необходимо геологическое обоснование для повышения эффективности их освоения и разработки.

Степень разработанности темы

Большой вклад в изучение вопросов по трудноизвлекаемым запасам нефти, особенностям строения рифовых коллекторов, а также, особенностей их разработки, внесли многие исследователи.

Новому направлению ГРР в Оренбургской области на нефтеносные верхнефранские рифы посвящена работа А.П. Вилесова и Ю.И. Никитина. Батанова Г.П. и Бендерович Л.Ю. описывают условия формирования и распространения франского рифогенного комплекса. Юрова М.П. рассматривает особенности строения ёмкостного пространства рифогенных коллекторов среднего карбона месторождений Поволжья с целью корректировки воздействия на пласт для извлечения остаточной нефти на поздней стадии. В.А. Шакиров и др. изучили распределение запасов нефти в сложно построенных трещинных коллекторах франских рифов Волостновского участка Оренбургской области.

О.М. Прищепа дал оценку достоверной величины запасов углеводородов, разработал классификацию запасов и ресурсов нефти и газа, что позволяет государству эффективно решать задачи по управлению запасами. Н.А. Скибицкая предложила системный подход к изучению нефтематеринской карбонатной толщи месторождений углеводородов Оренбургской области. Под руководством Ю.А. Котенева разработано учебное пособие по разработке нефтяных месторождений Ишимбайского Приуралья с применением методов увеличения нефтеотдачи. Вопросами влияния порового пространства карбонатных коллекторов на фильтрацию

пластовых флюидов занимались такие специалисты и ученые, как А.П. Вилесов, Ю.И. Никитин, В.А. Шакиров и другие.

Вопросы по теме представленного исследования в той или иной степени уже изучались, но для каждого объекта исследования (месторождения, пласта, залежи) необходим учет своих индивидуальных особенностей и параметров. В данной работе проводимые автором исследования верхнедевонских одиночных рифов на Волостновской площади проводятся впервые.

Цель диссертационной работы

Научное геологическое обоснование повышения эффективности разработки верхнедевонских рифов нефтяных месторождений Оренбургской области.

Основные задачи исследования

1 Анализ существующих представлений о рифовых коллекторах, их генезисе, особенностях строения.

2 Комплексный подход к исследованию верхнедевонских рифов Оренбургской области, оценка их литолого-фациальной неоднородности.

3 Обоснование применения технологий ликвидации поглощений, встречающихся при бурении франских одиночных рифов, а также, обоснование рекомендаций по вовлечению в разработку остаточных запасов нефти рифовых коллекторов.

Методы решения поставленных задач

В представленном диссертационном исследовании задачи решались путем анализа и обобщения материалов по генезису объектов исследования, тектонической приуроченности, геологическим особенностям, литологии, стратиграфии, фильтрационно-емкостным свойствам, сведениям по разработке и другим данным.

Обработка массивов геолого-промысловых данных проведена с помощью методов математической статистики. Литолого-фациальная

неоднородность объектов оценена с помощью регрессионного и корреляционного анализов.

Построение фациальных 2Э - схем месторождений произведено на основе комплексного и системного анализа данных исследования керна, сейсмофациального анализа, анализа выработки запасов и показателей разработки.

На всех месторождениях, представленных в данной работе, исследования проведены по принципу аналогии в связи с общим генезисом и идентичным строением всех рифовых месторождений исследуемой территории.

Проведено группирование скважин с помощью классификации геолого-промысловых характеристик и диапазонов их значений. Также, проведена классификация рифов исследуемой территории по степени неоднородности.

Научная новизна результатов работы

1 Предложена комплексная методика подсчета запасов нефти, основанная на учёте результатов раздельного подсчета запасов по типам коллекторов, метода материального баланса, модификации объемного метода подсчета запасов и обоснована эффективность применения данной методики для подсчета запасов нефтяных залежей рифовых массивов.

2 Выявлена взаимосвязь фациального строения франских рифовых коллекторов Оренбургской области и режимов работы скважин, расположенных в различных фациальных зонах, а также оценена выработка запасов нефти по фациальным зонам.

3 Впервые приведены рекомендации по внедрению технологии ликвидации поглощений в продуктивных коллекторах при бурении скважин с целью сохранения фильтрационно-емкостных свойств пласта, а также, по дальнейшей разработке залежей.

Защищаемые научные положения

1 Повышение точности оценки запасов нефти в результате применения новой комплексной методики, предложенной в данном диссертационном исследовании.

2 Зависимости показателей разработки скважин от их расположения в различных фациальных зонах верхнедевонских рифов Оренбургской области, а также, взаимосвязь коллекторских свойств и выработки запасов нефти по различным фациальным зонам.

Теоретическая и практическая значимость результатов работы

Теоретическая значимость работы заключается в комплексном методическом подходе к анализу выработки запасов и разработки рифовых месторождений и геологическое обоснование выбора мероприятий по совершенствованию разработки одиночных рифовых массивов.

Практическая значимость в создании научной основы для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и планированию на их основе рациональных способов разработки залежей с целью уменьшения остаточных запасов сложных коллекторов, а также, способов сохранения их фильтрационно-емкостных свойств.

Степень достоверности и апробации результатов

Научные выводы и рекомендации автора основаны на использовании общепринятых методов и методик, представленных в исследованиях и научных работах российских и зарубежных ученых.

Результаты диссертационной работы были представлены на следующих научно-практических конференциях и заседаниях:

- «Школе молодого ученого» (г. Томск, 2019 г.),

- Международной студенческой научно-практической конференции в рамках Ассоциации государственных университетов Прикаспийских стран (г. Атырау, 2019 г.);

- VI Международной (XIV Всероссийской) научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» (г. Москва, 2019 г.);

- XIX научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (г. Анапа, 2019 г.);

- Всероссийской научно-практической конференции «Региональные проблемы геологии, географии, техносферной и экологической безопасности» (г. Оренбург, 2019);

- Всероссийской научно-практической конференции «Региональные проблемы геологии, географии, техносферной и экологической безопасности» (г. Оренбург, 2020 г.);

- Государственной экзаменационной комиссии УГНТУ (г. Уфа, 2020

г.);

- XIV Международной научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Геология в развивающемся мире» (г. Пермь, 2021 г.);

- XLШ Студенческой научно-практическая конференция студентов Оренбургского государственного университета (г. Оренбург, 2021 г.);

- Заседаниях кафедры Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений УГНТУ (2018 - 2021 гг.);

- Выездном заседании секции по ГРР и запасам месторождений УВ ПАО «Газпром», ООО «Газпром добыча Оренбург» (г. Оренбург, 2021 г.);

- Международной научно-практической конференции «Инновационные решения в геологии и разработке ТРИЗ» (г. Москва, 2021 г.).

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Указанная область исследований соответствует паспорту специальности 25.00.12 - «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 3: «Геологическое обоснование разработки нефтяных и газовых месторождений».

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 12 научных трудах, в том числе 4 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ

В Оренбургской области значительная доля запасов нефти и газа содержится в карбонатных коллекторах. Особую роль играют залежи нефти в сложнопостроенных карбонатных массивах рифовой природы. Рифогенные месторождения имеют свои отличительные особенности происхождения, строения и разработки залежей.

1.1 Месторождения нефти и газа, контролируемые палеозойскими рифами в пределах добывающих районов Канады, США и России

Продуктивные месторождения нефти и газа, связанные с рифовыми отложениями, широко распространены в США, Канаде и России, а также Мексике, Ливии, Иране, Индонезии и т.д. Как известно, рифы -генетически различные комплексы органогенных карбонатных пород. Рифы являются выпуклыми телами, которые могут быть крупными локальными или полосовидными [1]. Чаще всего, месторождения состоят из единственной органогенной постройки, где залежи нефти образуются в массиве со сложным строением, включающим различные органогенные постройки.

Породы данных построек почти всегда характеризуются хорошими коллекторскими свойствами. Они наиболее подвержены изменениям первичными и вторичными процессами. Например, на месторождении Редоутер (Канада) средние значения пористости рифогенных пород составляют 6-10 %, на Рейнбоу в некоторых разностях пород - до 15-35 %

[1-3].

Одними из основных характеристик залежей нефти и газа, заключенных в рифовых массивах, являются высокие дебиты и большая мощность отложений. Так, в одной из скважин в зоне Голден-Лейн (Мексика) дебиты нефти достигали 35 тыс. т/сут [4,5].

Есть месторождения, где эффективная мощность рифов варьирует до 190 м, например, на месторождении Индрис (Ливия) рифовая постройка обладает общей мощностью 365 м, а эффективная мощность до 292 м.

Еще одна характеристика рифовых коллекторов - высокая нефтеотдача. Коэффициент извлечения нефти (КИН) из них значительно выше, чем из коллекторов нерифового типа. При обычной закачке в пласт она составляет 55-65 %. А при применении методов увеличения нефтеотдачи КИН может достигать до 90 %.

Начальные геологические запасы нефти по крупному рифовому месторождению Келли-Снайдер в Техасе (год открытия 1948 г.) оценивались в 440 млн. т. Мощность нефтенасыщенной части изменяется от 15 до 240 м, а средняя пористость равна 7%. С 1972 г. при наличии достаточного объема остаточных запасов нефти для увеличения конечного КИН успешно применяется метод смешивающегося вытеснения нефти углекислотой при проведении заводнения.

В России регулярный прирост запасов нефти приходится, в основном, на долю пород с карбонатным коллектором [1, 6 - 8]. Они встречаются в Волго-Уральской области и Тимано-Печорской провинции, Сибирской платформе, в районах Ставропольского края, Оренбургско-Актюбинском Приуралье, Прикаспийской впадине, Припятской впадине, и др.

Эффективность разведки и промышленного освоения этих залежей находится в прямой зависимости от изученности особенностей геологического происхождения и строения карбонатных коллекторов. К примеру, в Пермской области (и в целом по всей Урало-Волжской провинции) продуктивные карбонатные коллектора характеризуются

ритмичным чередованием (вертикальная неоднородность) высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков. Такая высокая степень неоднородности коллекторских свойств карбонатов обусловила различие дебитов даже на близких скважинах, различную динамику пластового давления между отдельными участками залежи и их гидродинамическую разобщенность [1].

1.2 Особенности и генезис объекта исследования

1.2.1 Тектоника, стратиграфия, нефтегазоносность объекта

исследования

Рифы - это органогенные постройки (созданные живыми организмами) с прочным известковым каркасом. Формирование нефтегазоносных коллекторов в рифах происходило в древних морях в субаэральных условиях.

В Оренбургской области во франское время происходило образование одиночных рифов - внутрибассейновых небольших по площади, но значительных по мощности кораллово-строматопоровых тел. В тектоническом отношении данные рифы расположены на восточной окраине Восточно-Европейской докембрийской платформы. По отложениям осадочного чехла - в южном погружении Бузулукской впадины восточной части Рубежинского прогиба (рис. 1.2.1).

Рисунок 1.2.1 - Обзорная схема района работ Площадь исследований расположена на территории Восточно-Оренбургского и Южно-Бузулукского нефтегазоносных районов. На площади открыто 20 рифовых месторождений нефти.

В среднефранское время рассматриваемый район принадлежал относительно глубоководному морскому бассейну доманикового типа.

Восточная часть Рубежинского прогиба - смешанная терригенно-карбонатная позднефранская платформа рампового типа [9 - 14]. Он представляет собой наиболее погруженную часть Бузулукской впадины Волго-Уральской антеклизы. В отложениях терригенного комплекса девона прогиб с севера ограничен Камелик-Чаганской системой дислокаций, с юга - Карповско-Тёпловским и Чинарёвско-Кошинским

валами, формирующими девонский тектонический борт Прикаспийской впадины, на западе и востоке Пугачёвским сводом и Павловской тектонической седловиной соответственно (рис. 1.2.2). К концу доманикового времени на изученном участке сформировался карбонатный шельф рампового типа (рис. 1.2.3).

Рисунок 1.2.2 - Палеогеографическая карта Оренбургской области в позднефранское (воронежское) время (1 - островные суши; 2 - прибрежно-морские равнины; 3 - мелководные глинистые шельфы; 4 - мелководные глинисто-карбонатные шельфы; 5 -мелководные карбонатные шельфы; 6 - глубоководные бассейны; 7 -бассейновые одиночные рифы, установленные под данным 3Э-

сейсморазведки и бурения. Структуры II порядка: 1 - Чинарёвско-Кошинский вал; 2 - Рубежинский

прогиб; 3 - Оренбургский вал.)

1-глубоководный бассейн с карбонатным осадконакоплением;

2-терригенный мелководный шельф;

3-глинистый удаленный шельф;

4-морские прибрежные отложения;

5-карбонатная платформа;

6-рифовые постройки;

7-глубоководный бассейн с глинисто-карбонатным осадконакоплением;

8-обнаженный топсет воронежского палеошельфа;

9-суша;

10-залежи нефти;

11-границы ЛУ.

12- Волостновское, Восточно-Волостновское, Южно-Волостновское месторождения

Рисунок 1.2.3 - Палеогеографические схемы средне-верхнефранского

времени

Во второй половине воронежского времени происходит подъем ОУМ, в результате чего идет активный рост рифогенных построек. К концу воронежского времени суммарная толщина таких органогенных известняков в рифах достигает 200 м (петинские + воронежские известняки) (рис. 1.2.4). Далее происходит глобальное эвстатическое снижение относительного уровня моря. В органогенных постройках это фиксируется в проявлении процессов палеокарста и формированию зон вторичной доломитизации. Евлановская трансгрессия на начальной стадии привела к интенсивному перераспределению кластического и глинистого материала (рис. 1.2.5). Эти процессы привели к перекрытию одиночных рифовых построек карбонатно-терригенно-глинистыми осадками. На

H О)

s

Tl

CD

К

к

о «

%

a\

о

м

M

E

X о

H

и о

й О)

к к

SC

'сГ

О о H

ё s й

öd

s

и

О)

о О

и

hd s

о

К

о «

К) «

О

м с

О)

а

tr м

о to О)

и tг

о

s

о

и g

s

¡a

И

> ТЗ

M

о

On

X

к

О) g

о «

S

X

Рисунок 1.2.5 - Обобщенная седиментационная модель формирования верхнефранских рифов в среднефранское,

петинское и воронежское время (А.П. Вилесов, 2016 г.)

Рисунок 1.2.6 - Обобщенная седиментационная модель формирования верхнефранских рифов в конце воронежского времени, евлановское и ливенско-волгоградское время (А.П. Вилесов, 2016 г.)

Основными факторами развития франских рифов Оренбургской области являются:

- эвстатические колебания относительного уровня моря (ОУМ),

- региональные и субрегиональные вертикальные тектонические движения,

- комплекс организмов-рифостроителей,

- глубина заложения построек в профиле бассейна седиментации и интенсивность сноса терригенно-глинистого материала с новообразованного Соль-Илецкого островного поднятия [9].

Также, одним из основных признаков рифообразования является то, что в основном, одиночные рифы образуют группы, включающие до нескольких десятков и даже сотен построек. По результатам сейсмических работ на исследуемом участке оконтурено около 20 одиночных рифов (рис. 1.2.7).

Рисунок 1.2.7 - Структурная карта района работ по условно отражающему горизонту Эуг (кровля воронежского горизонта)

Верхнефранские рифы Рубежинского прогиба при значительной высоте 150-200 м характеризуются небольшой площадью - 0,7-2,0 км . Они являются аналогами среднедевонских и силурийских рифовых пиннаклов бассейна Рейнбоу-Зама и Мичиганской впадины. Рифы этого типа обычно существуют большими группами и совместно образуют

месторождения с крупными запасами нефти и газа. Это подтвердилось результатами ГРР на исследуемой площади Рубежинского прогиба, где обнаружена большая группа рифовых пиннаклов с суммарными извлекаемыми ресурсами нефти около 30 млн. т [9].

Геологический разрез в пределах рассматриваемой территории вскрыт не в полном объеме (от четвертичных до воробъевских отложений) [15]. Порода кристаллического фундамента архей-раннепротерозойского возраста скважинами не вскрыты. Осадочный комплекс представлен отложениями девона, карбона, перми и мезокайнозоя (триасовыми и четвертичными) (рис. 1.2.8).

Рисунок 1.2.8 - Субрегиональный геологический разрез Волостновского

участка

В исследуемом районе выделяются следующие нефтегазоносные комплексы:

- эйфельско-франский терригенно-карбонатный;

- франско-турнейский карбонатный;

- визейский терригенный;

- окско-башкирский карбонатный;

- верейский терригенный;

- средне-верхнекаменноугольный карбонатный.

В рамках данной работы практический интерес представляет франско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс (II НГК). Комплекс выделен в объеме верхнефранского подъяруса (продуктивный пласт Дфр2).

Верхнефранский подъярус со стратиграфическим несогласием залегает на породах муллинского горизонта и представлен отложениями мендымско-воронежский, и нерасчлененные евлановский и ливенский горизонты.

Верхнефранский подъярус со стратиграфическим несогласием залегает на породах муллинского горизонта и представлен отложениями мендымско-воронежский, и нерасчлененные евлановский и ливенский горизонты. Отложения мендымско-воронежского возраста представлены толщей карбонатного состава, нерасчлененные отложения евлановского и ливенского горизонтов, представлены маломощной терригенно-карбонатной толщей.

1.3 Геолого-геофизическая и физико-химическая характеристика продуктивных пластов объекта исследования

1.3.1 Геолого-геофизическая характеристика

Основной нефтенасыщенной толщей, являющейся продуктивной на всех открытых месторождениях, является отложения пласта Дфр2. Пласт

Дфр2 имеет сложное геологическое строение, рифовую природу и характеризуется высокой неоднородностью и невыдержанностью по площади.

Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта Дфр2 по площади изменяются в пределах от 5,3 до 54,9 м и увеличиваются при направлении с юга на север.

Залежи пласта Дфр2 на всех месторождениях массивные, подсчитанные площади залежей составляют от 0,1 до 2,3 тыс. км , этаж нефтеносности порядка 110 м.

Пористость пласта по ГИС по продуктивному пласту Дфр2 на месторождениях равна 5 - 13 %. Проницаемость по ГИС изменяется от

2 3

0,0006 до 0,250 мкм *10" . Нефтенасыщенность изменяется в интервалах 0,82 до 0,96 д.ед, остаточная нефтенасыщенность - 0,311 - 0,353 д.ед.

Фрагмент сводного геолого-геофизического разреза рифовых месторождений представлен на рис. 1.3.1

Рисунок

1.3.1 - Фрагмент сводного геолого-геофизического разреза рифовых месторождений Волостновского участка

Породы пласта Дфр2 франского яруса представлены переслаиванием известняков и доломитов, и их литологических разностей. В минералогическом плане пласт Дфр2 сложен преимущественно чистыми карбонатными породами. Первично - это известняки с преобладанием в минеральном составе кальцита. Вторичные изменения проявились, прежде всего, в замещении кальцита доломитом. По разрезу наблюдается различное соотношение в породах кальцита и доломита вплоть до перехода к вторичным кристаллическим доломитам в отдельных слоях и пачках.

Общая геолого-физическая характеристика продуктивного пласта представлена в таблице 1.3.1

Таблица 1.3.1 - Общая геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Дфр2 верхнедевонских рифов Оренбургской области на примере

Волостновского рифа

Параметр Пласт Дфр2

Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м 3944,1 (-3802,0)

Тип коллектора Карбонатный поровый

Средняя общая толщина, м 190,6

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 22,4

Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м 15,8

Коэффициент пористости, доли ед. 0,13

Коэффициент нефтенасыщенности пласта (ВНЗ), доли ед. 0,96

Проницаемость, 10 мкм 0,128

Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,30

Расчлененность, ед. 41,0

Начальная пластовая температура, °С 70

Начальное пластовое давление, МПа 42,9

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с 1,18

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,840

Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,184

Содержание серы в нефти, % 1,05

Содержание парафина в нефти, % 5,41

Давление насыщения нефти газом, МПа 7,03

Газовый фактор, м3/т 68,9

Содержание сероводорода, % 0,00

Плотность воды в пластовых условиях, т/м3

Плотность воды в поверхностных условиях, г/см3 1,179

Сжимаемость, 1/МПа'10-4

нефти 13,02

воды 2,22

породы 4,43

Коэффициент вытеснения (водой), доли ед. 0,676

1.3.2 Физико-химическая характеристика

В связи с открытием новых рифовых месторождений со сложным геологическим строением также появляется необходимость анализа их физико-химических свойств, чтобы определить степень сложности их рационального освоения, т.к. нефти могут быть тяжелыми и высоковязкими.

Для анализа были выбраны глубинные пробы нефти по месторождениям, представленным на рис. 1.3.1.

Выбор данных месторождений зависел от их расположения на исследуемой площади и различных глубин залегания пластов-коллекторов рифового типа. Параметры, используемые для оценки свойств нефти, представлены в таблице 1.3.1.

Таблица 1.3.1. Физико-химические свойства нефти месторождений

Глубина Пластовое Пластовая нефть Поверхностная нефть

№ п/п Месторождение Пласт кровли коллектора, м давление, МПа Плотность, кг/м3 Вязкость (динам.), Плотность при 20оС, кг/м3 Вязкость (динам.), мПа*с

мПа*с

1 Дедовое Дфр2 3840,3 42,0 783 1,41 828 4,04

2 Кулагинское Дфр2 3770,0 39,7 776 0,67 821 3,75

3 Ключевое Дфр2 3920,8 39,1 742 0,75 814 3,17

4 Западно-Кулагинское Дфр2 3890,5 22,3 737 0,71 821 4,11

5 Ржавское Дфр2 4062,9 45,0 663 0,46 820 2,25

6 Соловьевское Дфр2 4115,3 36,3 652 0,33 822 3,80

7 Волостнов-ское Дфр2 3938,6 15,7 733 0,74 841 5,44

8 Новожо-ховское Дфр2 3804,0 22,8 641 0,46 811 1,64

9 Михайлов-ское Дфр2 3763,0 41,5 658 0,37 798 2,42

Из данной таблицы видно, что выбранные месторождения содержат легкие маловязкие нефти плотностью до 841 кг/м (при 20 и 0,1 МПа) и вязкостью до 5,0 мПа*с (в пластовых условиях) (в соответствии с действующей Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов) (рис.1.3.2). Коллекторами служат известняки франского возраста Дфр2 [15].

Рисунок 1.3.2 - Обзорная карта района исследований

На рисунке 1.3.3 показано среднее увеличение плотности нефти с увеличением глубины залегания кровли продуктивного пласта с помощью линии тренда.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Кузьмина Виктория Валерьевна, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Киркинская, В.Н. Карбонатные породы - коллекторы нефти и газа / В.Н. Киркинская, Е.М. Смехов. - Л.: Недра, 1981. - 255 с.

2 Багринцева, К. Я. Карбонатные породы - коллекторы нефти и газа. / К.Я. Багринцева. - М.: Недра, 1977. - 231 с.

3 Безбородова, И.В. Изменение пористости известняков с увеличением глубины их залегания / И.В. Безбородова. - Тр. МИНХиГП, 1977, вып. 127. - С. 90 - 94.

4 Грачевский, М.М. Нефтегазоносность рифовых комплексов и особенности поисков в них нефтегазовых залежей в зарубежных странах / М.М. Грачевский, Е.В. Кочерук, И.А. Скворцов. - М: ВНИИОЭНГ, 1977. -71 с.

5 Карбонатные породы / Под ред. Дж. Чилингара, Г. Биссела, Р. Фэйр-бриджа. М.: Мир, 1970.

6 Кузнецов, В. Г. Геология рифов и их нефтегазоносность / В.Г. Кузнецов. - М.: Недра, 1978. - 304 с.

7 Беляева, Н.В. Модель седиментации франско-турнейских отложений на северо-востоке Европейской платформы (в связи с формированием рифовых резервуаров) / Н.В. Беляева, А.Л. Корзун, Л.В. Петрова. - СПб.: Наука, 1998. - 154 с.

8 Кузьмина, В.В. Особенности разработки карбонатных залежей нефтяных месторождений в России и Оренбургской области / В.В. Кузьмина, Т.Е. Виноградова // Геология в развивающемся мире: Сборник статей XXXVIII международной научно-практической конференции. -2021. - С. 70 - 71.

9 Никитин, Ю.И. Нефтеносные верхнефранские рифы - новое направление геолого - разведочных работ в Оренбургской области / Ю.И.

Никитин, А.П. Вилесов, Н.Н. Корягин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2018. - № 5. - С. 4 - 11.

10 Шакиров, В.А. Новое направление поисков залежей нефти на Бобровско-Покровском валу / В.А. Шакиров, Ю.И. Никитин, А.П. Вилесов и др. // ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство» - 2016. №12. - C. 90-94.

11 Шакиров, В.А. Геологические особенности флюидоупоров в разрезе карбонатной толщи фаменского яруса Оренбургской области / В.А. Шакиров, А.П. Вилесов, Л.А. Лузина и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», - 2018. № 7. C. 27 - 35.

12 Шакиров, В.А. Прогнозная оценка распространения флюидоупоров в карбонатном верхнем девоне Оренбургской области /

B.А. Шакиров, К.Ф. Миропольцев, А.П. Вилесов и др. // Нефтяная провинция. - 2018. № 4 (16). - С. 133-153.

13 Вилесов, А.П. Франские одиночные рифы Оренбургской области и преспективы их нефтегазоносности / А.П. Вилесов, Т.Г. Немирович, А.А. Лашманова // Осадочные бассейны, седиментационные и постседиментационные процессы в геологической истории: матер. VII Всеросс. литолог. совещ. Том 1 - Новосибирск, 2013. - С. 158 - 163.

14 Кузьмина, В.В. Рифогенные месторождения нефти в России и их особенности / В.В. Кузьмина // Проблемы в области технологий, экологии, гуманитарных и социальных наук: материалы международной студенческой научно-практической конференции в рамках ассоциации государственных университетов Прикаспийских стран. - 2019. - № 11. -

C. 155 - 158.

15 Кузьмина, В.В. Трудноизвлекаемые запасы углеводородов верхнедевонских рифов Оренбургской области / В.В. Кузьмина // Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли. Сборник докладов XIX науч.-практ. конф. Журнала «нефтяное хозяйство»- М., 2019. - С. 118 -123.

16 Викторин, В.Д. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. - М.: Недра, 1980. - 202 с.

17 Мязина, Н.Г. Сравнительная характеристика свойств нефти месторождений Оренбургской области / Н.Г. Мязина, В.В. Кузьмина // Вестник Пермского университета. - 2015. - № 3 (28). - С. 57 - 64.

18 Кузьмина, В.В. Закономерности размещения и формирования основных типов ловушек нефти и газа на территории Оренбургской области / В.В. Кузьмина, Л.Ф. Хусаинова // Региональные проблемы геологии, географии, техносферной и экологической безопасности: Сборник статей Всероссийской научно-практической конференции. - 2019. - С. 28 - 32.

19 Иванов, С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам: Учеб. пособие / С.И. Иванов. - М.: «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 565 с.

20 Городнов, В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении / В.Д. Городнов. - М.: Недра, 1977. - 279 с.

21 Кузьмина, В.В. Фациальная неоднородность Киндельского франского рифа и её проявление в процессе разработки нефтяной залежи / В.В. Кузьмина, А.П. Вилесов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2021. - № 7. - С. 49-57.

22 Вилесов, А.П. Модель седиментации колганской толщи верхнего девона северного обрамления Соль-Илецкого свода / Вилесов А.П., Никитин Ю.И., Рихтер О.В., Махмудова Р.Х. // Экзолит - 2019. Фациальный анализ в литологии: теория и практика: сборник научных материалов (ред. Ю.В. Ростовцева). - М.: МАКС Пресс, - 2019. С. 31 - 34.

23 Вилесов, А.П. Палеокарст, гидротермокарст и карстовые коллекторы франских рифов Рыбкинской группы / А.П. Вилесов, К.Н. Чертина // Георесурсы. - 2020. - № 2. - С. 15-28.

24 Вилесов, А.П. Карст в истории формирования одиночных франских рифов южной части Волго-Уральской нефтегазоносной

провинции / А.П. Вилесов, К.Н. Чертина // Геология рифов: Мат-лы Всеросс. литол. совещания. Сыктывкар: Ин-т геологии Коми НЦ УрО РАН, 2020. - С. 34 - 36.

25 Корников, Р.О. Создание геологической 3D сейсмолитофациальной модели одиночных рифов пинаклового типа / Р.О. Корников, А.П. Вилесов, И.Р. Ахтямова, В.И. Соболев, А.Н. Елисеев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2018. - № 4. - С. 20-27.

26 Вилесов, А.П. Франские рифы Рыбкинской группы: фациальное строение, этапы формирования, нефтеносность / А.П. Вилесов, Ю.И. Никитин, И.Р. Ахтямова, Широковских О.А. // Поиски и разведка. - 2019. -№ 7 (331). - С. 4 - 22.

27 Никитин, Ю.И. Позднефранские одиночные рифы юга Оренбургской области / Ю.И. Никитин, А.П. Вилесов, Н.Н. Чикина // Геология рифов: Мат-лы Всеросс. литологического совещания (Сыктывкар, 15-17 июня 2015). Сыктывкар: ИГ Коми НЦ УрО РАН, 2015. С. 112-113.

28 Вилесов, А.П. Верхнефранские рифы Вахитовского типа (Оренбургская область): история формирования, особенности строения / А.П. Вилесов // Эволюция осадочных процессов в истории Земли: Мат-лы VIII Всеросс. литологического совещ. (Москва, 27-30 октября 2015 г). Москва: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. Том II. С. 26-30.

29 Вилесов, А.П. Седиментационные модели, строение пустотного пространства и перспективы нефтегазоносности позднефранских одиночных рифов Оренбургской области / А.П. Вилесов, Н.П. Девятка // Карбонатные резервуары: материалы второй тематической научно-практической конференции ЕАГО. 2016. С. 51.

30 Немирович Т.Г. Вторичная пустотность карбонатных отложений и ее роль в анизотропии проницаемости горных пород / Т.Г. Немирович,

М.Ф. Серкин, А.П. Вилесов // Научно-технический вестник ОАО "НК "Роснефть", 2016. № 3. С. 38-43.

31 Кузьмина, В.В. Комплексный подход к изучению рифовых массивов (на примере месторождений Оренбургской области) / В.В. Кузьмина // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2020. - № 11(347). - С. 4-8.

32 Кузьмина В.В. Проблемы освоения нефтяных залежей франских одиночных рифов Оренбургской области / В.В. Кузьмина, Ю.А. Котенёв // Нефтяное хозяйство. - М.: 2021. - № 10. - С. 64 - 68.

33 Власова, А.М. Одиночные верхнедевонские рифы Рубежинского прогиба (Бузулукская впадина) и их нефтегазоносность / А.М. Власова, А.Г. Казачкова, А.П. Вилесов // Геология рифов: Мат-лы Всеросс. литол. совещания. Сыктывкар: Ин-т геологии Коми НЦ УрО РАН, 2020. С. 37 -39.

34 Шакиров, В.А. Распределение запасов нефти в сложно построенных трещинных коллекторах франских рифов Волостновского участка Оренбургской области / В.А. Шакиров, А.П. Вилесов, К.Н. Чертина, Н.М. Истомина // Поиски и разведка. - 2019. - № 5 (329). - С. 13 - 21.

35 Шакиров, В.А. Причины различной наполненности франских рифогенных ловушек нефти на Волостновско-Рыбкинском участке Оренбургской области / В.А. Шакиров, А.П. Вилесов, Н.М. Истомина и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», - 2020. № 10. С. 4 - 11. 001:10.30713/24135011 -2020-10(346)-4-11.

36 Белоновская, Л.Г. Роль трещинноватости в формировании ёмкостно-фильтрационного пространства сложных коллекторов / Л.Г. Белоновская, М.Х. Булач, Л.П. Гмид // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2007. - № 2. - С. 1-18.

37 Белонин, М.Д. Карбонатные породы - коллекторы фанерозоя нефтегазоносных бассейнов России и её сопредельных территорий / М.Д. Белонин, Л.Г. Белоновская и др. - СПб., Недра, 2005.

38 Белоновская, Л.Г. Зоны дизъюнктивных нарушений как возможные коллекторы нефти и газа / Л.Г. Белоновская, Т.В. Дорофеева. // В сб. Нетрадиционные источники углеводородов. - Л., Тр. ВНИГРИ, 1982. С. 59 -71.

39 Дорофеева, Т.В. Тектоническая трещиноватость горных пород и условия формирования трещинных коллекторов нефти и газа / Т.В. Дорофеева. - Л., Недра, 1986, 222 с.

40 Шакиров, В.А. Распределение запасов нефти в сложно построенных трещинных коллекторах франских рифов Волостновского участка Оренбургской области / В.А. Шакиров, А.П. Вилесов, К.Н. Чертина и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», - 2019. № 5. С. 13 - 21.

41 Волянская, В.В. К вопросу о необходимости структурирования знаний о геологической природе понятия «трудноизвлекаемые запасы» /

B.В. Волянская // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: матер. XIX науч.-практ. конф. - М., 2019. -

C. 10.

42 Кузьмина В.В. Трудноизвлекаемые запасы углеводородов верхнедевонских рифов Оренбургской области / В.В. Кузьмина // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: матер. XIX науч.-практ. конф. - М.: 2019. - С. 15.

43 Кузьмина, В.В. Трудноизвлекаемые запасы и нетрадиционные источники углеводородного сырья / В.В. Кузьмина // Дом ученых в Гамбурге. Сборник научных трудов. Изд-во «Дом учёных», Гамбург, Германия. - 2016. - т. 5. - С. 49 - 56.

44 Прищепа, О.М. Ресурсный потенциал и направление изучения нетрадиционных источников углеводородного сырья РФ. 2012. Интернет: www. spbenerga. com.

45 Росгеология предлагает разработать нормативную базу для интенсификации работы с ТРИЗ и НИУВС / Агентство нефтегазовой информации. 2014. Интернет: www.angi.ru.

46 Котенев, Ю.А. Оценка распределения остаточных запасов с целью повышения эффективности выработки залежей нефти в карбонатных коллекторах (на примере месторождений юга Башкирии): дис. канд. геол.-мин. наук: 04.00.17 / Котенёв Юрий Алексеевич. - Уфа, 1991. - 204 с.

47 Гришин, Ф.А. Оценка разведанных запасов нефти и газа / Ф.А. Гришин. - М.: Недра, 1969. - 248 с.

48 Жданов, М.А. Методика и практика подсчета запасов нефти и газа / М.А. Жданов, В.Р. Лисунов, Ф.А. Гришин. - М.: Недра, 1967. - 404 с.

49 Борисенко, З.Г. Подсчет запасов нефти объемным методом / З.Г. Борисенко, М.Н. Сосон. - М.: Недра, 1973. - 176 с.

50 Бажицких, Т.Г. Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа: учебное пособие / Т.Г. Бажицких. - Томск, 2011. - 263 с.

51 Желтов, Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: учебник для вузов - 2-е изд., перераб. и доп./Ю. П. Желтов - М.: Недра, 1998. - 365 с.

52 Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / Т. К. Гиматудинов, Ю. П. Борисов, М. Д. Розенберг - М.: Недра, 2008. - 572 с.

53 Подсчет геологических запасов нефти и растворенного газа Волостновского, Восточно - Волостновского и Южно-Волостновского нефтяных месторождений Оренбургской области: отчет о НИР / Романюк А.Н., Рогачева С.Ю. и др. - Самара: ООО «СамараНИПИнефть», 2018. -176 с.

54 Кузьмина В.В. Литолого - фациальная неоднородность сложных коллекторов верхнедевонских рифов Оренбургской области / В.В. Кузьмина, Ю.А. Котенев // Инновационные решения в геологии и разработке ТРИЗ: матер. международных науч.-практ. НХ конф. - М.: 2021. - С. 23.

55 Головин К.Б., Головин Б.А., Калинникова М.В. Типы и виды коллекторов / Учебно-методическое пособие. - Саратов. - 2014. - 60 с.

56 Особенности разработки старейшего Ишимбайского нефтяного месторождения / А.В Зайнулин, О.Е. Мещеряков, А.Н. Турдымов и др. // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - 2011. - № 3, - С. 109 - 111.

57 Стасюк, М.Е. Выбор оптимального режима эксплуатации скважин в сложно построенных коллекторах / М.Е. Стасюк, В.А. Коротенко // Нефть и газ. - 2001, - № 6, - С. 88 - 94.

58 Оценка эффективности уплотнения сетки скважин на низкопроницаемых карбонатных коллекторах (на примере месторождений Республики Татарстан) / А.Г. Хабибрахманов, А.Т. Зарипов, И.Н. и др. // Казань, 2017. - 199 с.

59 Горонович, С.Н. Методы обеспечения совместимых интервалов бурения / С.Н. Горонович. - М.: Газпром экспо, 2009. - 255 с.

60 Кузьмина, В.В. Новая технология ликвидации поглощений в карбонатных коллекторах (на примере Кулешовского месторождения ПАО «НК» Роснефть») / В.В. Кузьмина // Нефтепромысловая химия: матер. VI междунар. науч.-практ. конф. - М., 2019. - С. 6 - 9.

61 Терентьев, С.Э. Определение характера насыщения флюидами зон поглощения промывочной жидкости в карбонатных постройках Тимано-Печорской провинции / диссертация канд.техн.наук, Ухта., 2015. - 174 с.

62 Пат. 2373251 Российская Федерация, МПК С09К8/467. Состав для изоляции зон поглощений / В.И. Днистрянский, А.Н. Мокшаев, С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, В.С. Петров, В.В. Романов, В.А. Широков,

В.Н. Степанов, А.В. Ефимов. - № 2008100744/03; заявл. 09.01.2008; опубл. 20.11.2009.

63 Пат. 2431651 Российская Федерация, МПК С09К8/467. Состав для изоляции зон поглощений / С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, В.С. Петров, П.В. Гладков. - № 2010114801/03; заявл. 13.04.2010; опубл. 20.10.2011.

64 Петров, В.С. Совершенствование технологии и разработка материалов, обеспечивающих повышение качества тампонажных работ в сложных горно-геологических условиях / В.С. Петров. - Оренбург: ООО Типография «Агентство «Пресса». - 2014. - 170 с.

65 Крылов, В.И. Совершенствование технологии тампонажных работ при строительстве скважин / В.И. Крылов, В.С. Петров. - Оренбург: ООО Типография «Агентство «Пресса». - 2016. - 300 с.

66 Семенов, Ю.В. Опыт разработки франских рифогенных нефтяных залежей Волостновской группы месторождений Оренбургской области / Ю.В. Семенов, А.В. Доровских, М.М. Ежикова и др. // Геология и недропользование. - 2021. - № 1 (1). - С. 94 - 101.

67 Габасов, Г.Х. Перспективы доразработки рифовых массивов Ишимбайского типа / Г.Х. Габасов // Нефтяное хозяйство. - 1984. - № 3, С. 26-27.

68 Патент ЯИ 2606894 С1, 2015.12.29. Л.С. Бриллиант, П.А. Евдощук, Д.Д. Куснер. / Способ разработки залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам.

69 Патент RU 2188311 С1, 2002.08.27. Боксерман А.А. / Способ разработки нефтяной залежи.

70 Патент БИ 1471635А1, 1995.08.09. С.В. Сафронов, М.Л. Сургучев, Б.Т. Баишев и др. / Способ разработки рифовых залежей нефти с трещинно-порово-кавернозными коллекторами.

71 Чудинова, Д.Ю. Обоснование выделения различных категорий остаточных запасов нефти и технологий их выработки (на примере группы

пластов БС сортымской свиты): дис. канд. геол.-мин. наук: 25.00.12 / Чудинова Дарья Юрьевна. - Уфа, 2018. - 134 с.