Геолого-промысловое моделирование карбонатного резервуара высоковязкой нефти в каменноугольных и нижнепермских отложениях Усинского месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Руднев, Сергей Анатольевич

• Руднев, Сергей Анатольевич
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Руднев, Сергей Анатольевич

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

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 диссертации (часть автореферата) на тему «Геолого-промысловое моделирование карбонатного резервуара высоковязкой нефти в каменноугольных и нижнепермских отложениях Усинского месторождения»

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.

2. Выполнена типизация карбонатного разреза и установлена зональность распространения выявленных биогермных тел по площади и разрезу карбонатного резервуара залежи высоковязкой нефти.

3. Впервые доказано влияние тектонических процессов на особенности формирования карбонатного резервуара, обусловленность блоковой тектоникой многочисленных стратиграфических несогласий.

Практическая значимость и реализация работы

1. Методические приемы при выполнении детальной корреляции в программном комплексе «АиШСогт» для изучения карбонатного разреза каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения опубликованы в «Методических рекомендациях к корреляции разрезов скважин» под редакцией профессора И.С. Гутмана, одобренных Экспертно-техническим советом Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ФБУ «ГКЗ» Роснедра, Протокол от 15 ноября 2012 г.).

2. Результаты автоматизированной детальной корреляции разрезов скважин использованы в качестве основы для трехмерного геологического и гидродинамического моделирования. На основе предложенной геологической модели карбонатного резервуара филиалом ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" "ПечорНИПИнефть" в г. Ухте составлена «Технологическая схема опытно-промышленной разработки актуальных участков пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения», которая защищена в Центральной комиссии по разработке и утверждена Федеральным Агентством по Недропользованию — Роснедра (протокол № 5396 от 26.07.2012 г.).

Основные защищаемые положения.

1. Обоснован приоритетный комплекс методов ГИС для выполнения детальной корреляции в различных частях карбонатного разреза залежи высоковязкой нефти. Основными методами корреляции являются: потенциал-зонд (ПЗ), индукционный каротаж (РЖ), гамма-каротаж (ГК) и нейтронный гамма-каротаж (НТК).

2. Карбонатный разрез залежи высоковязкой нефти сложен преимущественно биогермными известняками, которые имеют слоистую структуру, а не представляют собой единый рифовый массив, как предполагалось ранее. Омоложение биогермных тел в карбонатном разрезе происходит в западном направлении.

3. Выявлены и закартированы зоны активной вертикальной трещиноватости, обусловленные неоднократными тектоническими инверсиями отдельных блоков в пределах залежи, что подтверждается многочисленными размывами многометровых интервалов разреза.

4. Обводнение участков залежи происходит в первую очередь за счет подтягивания пластовой воды снизу по зонам вертикальной трещиноватости, которая, к тому же, при слабой глинистой покрышке толщиной 10-15 метров способствовала потере нефтью залежи легких и. летучих компонентов и приобретению сверхвысокой вязкости — 710 мПа*с.

Глава 1. Представления о геологическом строении карбонатного разреза залежи высоковязкой нефти

1.1. Развитие представлений о геологическом строении залежи высоковязкой нефти

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция занимает территорию Ненецкого автономного округа Архангельской области и Республики Коми. Первые попытки заняться нефтяной Ухтой относятся к началу XX века. В это время была установлена нефтеносность на Ярегском и Ухтинском участках, однако удаленность района и низкая рентабельность добычи высоковязкой нефти привели к прекращению активной нефтепромысловой деятельности.

С 1929 по 1941 гг. на Ухтинской земле были заложены основы всех тех видов деятельности, которые получили развитие в дальнейшем. Проводятся геологические, геофизические исследования, ведется бурение скважин, открываются новые месторождения (1930 г. — Чибьюское, 1932 — Ярегское, 1935 — Седьёльское), организуются первые промыслы, строится нефтеперерабатывающий завод и газоперерабатывающие установки. Впервые в СССР строятся нефтяные шахты.

В административном отношении Усинское нефтяное месторождение (рис. 1) расположено в Усинском районе Республики Коми, в 115 км к северу от г. Печора. В географическом отношении площадь месторождения составляет часть Печорской низменности и входит в бассейн нижнего течения р. Колвы, правого притока р. Усы, впадающей в р. Печору.

Масштаб: 1:1 ООО ООО

-20 -10 0 10 20

в 1см -10 км

Рисунок 1 - Обзорная карта района работ Геофизические исследования на изучаемой площади начались с проведения гравиразведочных и электроразведочных работ в 1937 году.

Первая глубокая скважина на Усинской структуре была забурена в 1960 г. Скважина являлась опорной и была заложена для освещения перспектив нефтегазоносности южной части Больземельской депрессии. Заложению опорной скважины № 1-Уса предшествовали аэромагнитная (1953 г.) и гравиметрическая (1955-1959 гг. - З.Ф. Авдеева) съемки, электроразведочные (1958-1959 гг. -Н.С. Габлин) и, в небольшом объеме, сейсморазведочные (MOB и КМПВ -Ю.М. Портнов) работы, а также структурно-колонковое бурение (1958-1960 гг.).

Работами с/п 10/58-59 (Ю.М. Портнов, 1960г.) было выявлено Усино-Колвинское поднятие.

Усинское месторождение открыто в 1963 г., когда при опробовании в , опорной скв. № 1 (интервал 1216-1305 м) каменноугольно-нижнепермских карбонатных отложений был получен приток тяжёлой высоковязкой нефти. Залежь лёгкой нефти в терригенных отложениях среднего девона выявлена в 1968 , г. поисковой скв. № 7, в которой с глубины 3080-3144 м получен мощный фонтан дебитом 665 т/сут при штуцере 20 мм. В 1972 г. при опробовании разведочной скв. № 32 испытателем пластов получен приток лёгкой нефти из доломитов серпуховского надгоризонта.

На дату первого подсчета запасов (1972 г.) по результатам бурения 14 скважин предполагалось, что залежь высоковязкой нефти приурочена к единому слоистому карбонатному массиву. По сложности геологического строения залежь была отнесена к типу простых [39].

В геологической части технологической схемы 1985 года [11] разрез каменноугольно-нижнепермской залежи в связи с выявленными зональными изменениями условий осадконакопления характеризовался более сложным, чем казалось ранее, строением. Так, были установлены резкие смены толщин продуктивных отложений и зональные изменения типов отдельных интервалов разреза при относительной выдержанности его общей толщины. Эти изменения связывались с размывами и перерывами в осадконакоплении, достигавших несколько десятков метров (до 56 м) в пределах отдельных зон. Кроме того, было высказано предположение, что размывы и перерывы в осадконакоплении связаны с разной тектонической активностью отдельных зон. Учитывая жесткость карбонатных пород, тектоническая активность способствовала формированию вертикальной трещиноватости карбонатных пород той же ориентировки, что и у разрывных нарушений фундамента, хотя по данным бурения видимых тектонических нарушений в пределах каменноугольно-нижнепермской залежи установлено тогда не было.

При выполнении детальной корреляции разрезов скважин в той же работе в пределах московского яруса было выявлено стратиграфическое несогласие, над которым установлен «базальный» пласт, перекрытый в большинстве скважин пачкой плотных известняков. В отдельных скважинах в пределах этой пачки

выделялись продуктивные пропластки. Эта пачка являлась естественной границей,

f

отделявшей нижнюю часть разреза от средней. В связи тем, что в этой пачке выделялись продуктивные пропластки, в совокупности с трещиноватостью залежь считалась единой гидродинамической системой. В верхней части разреза выделялась пачка плотных известняков, выше которой разрез характеризовался изменчивостью общих и эффективных толщин за счет регионального размыва кровли продуктивной толщи каменноугольно-нижнепермской залежи. С учетом этих особенностей было выделено 3 эксплуатационных объекта.

В тот же период 1985 - 1987 гг. некоторыми учеными (Д.В. Коновалов, A.B. Петухов) также высказывались предположения о наличии в карбонатных коллекторах залежи высоковязкой нефти высокопроницаемых зон, связанных с повышенной трещиноватостью. Они предложили методику выявления ареалов зон тектонического разуплотнения на основании разделения разреза каменноугольно-нижнепермской залежи на высокоомную (верхнюю) и низкоомную (нижнюю) части. Однако такой подход выделения зон трещиноватости не совсем корректен, так как не учитывает условия залегания карбонатных пород в пределах залежи. Но, стоит заметить, что тезис о связи наличия сероводорода в продукции скважин с зонами трещиноватости, полученный авторами в дальнейшем, оказался верен [16, 27].

В 1998 году при составлении отчета по подсчету запасов нефти каменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения геологическое строение залежи было пересмотрено [4, 28]. Так, фактические материалы показывали, что в объеме резервуара имеются зоны как со слоистым строением, в основном на крыльях структуры, так и зоны с рифовыми массивами. В процессе разработки залежи отмечались прорывы подошвенных вод по всей 350-метровой высоте в центральной части залежи, что свидетельствовало об отсутствии

слоистости на этих участках. В тот же период по данным бурения, а также методами сейсморазведки на северных от Усинской структурах Колвинского мегавала (Возейской, Южно-Хыльчуюской) в каменноугольно-нижнепермской толще было установлено развитие органогенных построек типа рифов.

В 1998 году исходя из региональной закономерности и на основании комплексного анализа всех материалов, предполагалось развитие органогенных построек в центральной части Усинской площади, которая, замыкая южную оконечность Колвинского мегавала, занимала в тектоническом отношении наиболее выгодные для роста таких построек положение. Палеоструктурный анализ показал, что центральная сводовая часть Усинской структуры в течение позднекаменноугольного и раннепермского периодов возвышалась в рельефе морского дна в виде поднятия субмеридионального простирания.

На основе детальной корреляции разрезов скважин, пробуренных на тот момент, и литолого-фациального анализа в пределах залежи были выделены три фациальные зоны, обусловленные различием условий седиментации (рис. 2):

I зона - западное крыло структуры;

II зона - центральная сводовая часть структуры;

III зона - восточное крыло структуры.

Рисунок 2 - Представления о геологическом строении каменно-угольно-нижнепермской залежи на 1998 год: 1 - границы органогенной постройки; 2 — кровля залежи; 3 — репер IV; 4 — разделы между объектами разработки (А.К. Цехмейстрюк, А.П. Носов, В.Е. Гавура [4])

В разрезе каждой зоны были выделены пачки, отличающиеся структурой и составом слагающих их карбонатных пород. Всего было выделено 14 промысловых пачек (снизу вверх 0-13), но в результате предверхнепермского размыва во многих скважинах происходит выпадение некоторых пачек из разреза вплоть до пачки 8 на восточном крыле и северной периклинали структуры.

í

По л отологической характеристике слагающих карбонатную толщу пород в указанной работе выделялось два типа разреза.

Первый тип разреза вскрыт скважинами, которые располагаются вдоль западного и восточного крыла залежи высоковязкой нефти. В разрезе этих скважин нижняя часть продуктивной толщи представлена переслаиванием 8-12 метровых пластов водорослевых, органогенно-водорослевых известняков и 0.5-1.5 м аргиллитоподобных глин. Известняки участками доломитизированы. Рассматриваемая часть разреза каменноугольно-нижнепермской толщи хорошо коррелируется по кривым ГИС.

Снизу вверх в толще выделены четыре промысловые пачки - 0, 1, 2, 3. Над пачкой 3 (под индексом репер 4) залегает толща органогенных и органогенно-детритовых известняков, в той или иной степени доломитизированных, с прослоями вторичных доломитов (до 15 %). В этой толще выделяются две промысловые пачки - нижняя 4, верхняя - 5.

Выше по разрезу залегают химически чистые неслоистые массивные известняки. Ввиду большой толщины (около 80 м) эта неслоистая часть разреза массивных известняков выделяется как сумма продуктивных пачек - 6+7+8.

Над химически чистыми массивными известняками залегает толща слоистых детритовых криноидно-мшанковых известняков. Наличие глинистых прослоев небольшой (0.5-2.0 м) толщины позволяет в разрезе выделить промысловые пачки с 9 по 13.

Второй тип разреза вскрыт скважинами в центральной сводовой части структуры. В низах этого типа разреза строение аналогичное нижней части первого типа, отложения также сложены пачками органогенно-водорослевых известняков -0, 1, 2 и 3.

В отличие от первого типа разреза здесь над пачкой 3 в большинстве скважин залегает мощная (иногда до самой кровли) толща химически чистых криноидно-мшанковых биогермных известняков.

Таким образом, на залежи были выявлены основные диагностические признаки характерные для погребенных органогенных построек: >

- по морфологии - пространственная обособленность, т.е. существование" явного литологического отличия от вмещающих пород, а также увеличенная мощность по сравнению с мощностью прилегающих одновозрастных осадков;

- по литологии - присутствие в значительных количествах биогермных известняков, массивность пород, отсутствие в них седиментационной слоистости, текстурная и структурная неоднородность пород, высокая кавернозность, чистота химического состава известняков (содержание нерастворенного остатка - 2-5 %).

Особенности литологии органогенных построек влияют на физические свойства пород, что находит свое отражение в характере каротажных кривых. Это слабо дифференцированные кривые кажущегося сопротивления (КС), потенциалов собственной поляризации (ПС) и гамма-метода. В органогенных постройках послойная корреляция практически невозможна, что и наблюдается в центральной части залежи.

Таким образом, в центральной части залежи выделялись органогенные постройки с массивным строением карбонатного разреза. Отсутствие слоистости разреза обосновывалось прорывами подошвенных вод по всей 350-метровой высоте залежи.

Однако новые возможности и методические приемы корреляции позволили установить слоистость карбонатного разреза по всей площади залежи, кроме того, присутствие биогермных известняков подтверждено керном на западном (скв. 2-ОЦ) и восточном (скв. 7-ОЦ) крыльях складки, в пределах которых раньше не выделялись органогенные постройки. Прорывы подошвенных вод и обводненность продукции связаны с другими причинами.

В 1998 году залежь считалась сводовой массивной, структурного типа. Отметка водонефтяного контакта по результатам опробования и промысловой

геофизики изменяется в широких пределах от -1265 м до -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 в 1996 году контура нефтеносности составляли 15.0 х 9.5 км. Этаж нефтеносности 356 м. Нефтенасыщенные толщины карбонатных отложений в целом по залежи изменяются от 0 на контуре до 156.4 м. Наибольшие значения' толщин отмечались в центральной части залежи.

Тектонические нарушения, регионально наблюдаемые вдоль восточного борта Колвинского мегавала, и более мелкие, зафиксированные в пределах Усинской структуры, как считалось, затухали в ангидритах серпуховского надгоризонта. По данным бурения видимых разломов установлено не было.

Таким образом, анализ ранее выполненных работ показал, что представления о геологическом строении каменноугольно-нижнепермской залежи постоянно менялись с появлением новых данных. На настоящий момент на залежи пробурено 1311 скважин, проведены сейсморазведочные работы 2D и 3D (на западном крыле и южной периклинали Усинской структуры), которые позволили по-новому взглянуть на особенности геологического строения залежи.

1.2. История освоения каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти

Каменноугольно-нижнепермская залежь высоковязкой нефти Усинского месторождения оказалась очень сложной как для освоения, так и для проектирования ее разработки. Изучением геологического строения и проектированием разработки занимались специалисты большого количества институтов: ВНИИнефть, ПечорНИПИнефть, ВНИПИтермнефть, МИНХ и ГП. Изучением геологического строения и проектированием разработки занимались: Д.Г. Антониади, Ф.Г. Аржанов, A.A. Боксерман, А.Р. Гарушев, И.С. Гутман, К.Э. Джалалов, М.М. Иванова, А.П. Носов, A.A. Раковский, JI.M. Рузин, П.Т. Савинкин, А.И. Сало, С.О. Урсегов, А.К. Цехмейстрюк и другие.

Руководство реализацией проектов разработки осуществляли геологические службы объединения Коминефть (О.О. Шеремета, Н.И. Лисин, В.И, Гайдеек, В.З. Лапидус, А.К. Цехмейстрюк, Д.В. Коновалов, Б.А. Головизин, П.И. Красиков), НГДУ Усинскнефть и Комитермнефть (А.Н. Гриценко, А.И. Басков, А.К. Якименко, В.В. Печерный, В.П. Веричев, К.С. Сыкулев," A.B. Кирсанов, Х.Р. Шумилина, Г.Н. Иванов).

В настоящее время Усинское месторождение разрабатывается компанией ОАО «ЛУКОЙЛ».

Усинское месторождение введено в разработку в 1973 году. Каменноугольно-нижнепермская залежь разрабатывается с 1977 года. В 1972 -1973 гг. ВНИИнефть и ПечорНИПИнефть обосновали метод теплового воздействия на пласт и наметили опытные работы по испытанию двух его вариантов: паротеплового воздействия (НТВ) и влажного внутрипластового горения (ВВГ), однако в связи с отсутствием необходимого оборудования ПечорНИПИнефть предложил начать опережающую разработку залежи на естественном режиме. Первая технологическая схема разработки каменноугольно-нижнепермской залежи была составлена специалистами института ПечорНИПИнефть в 1978 году. Она предусматривала разработку залежи на естественном режиме. При составлении этого документа в разрезе выделили три эксплуатационных объекта. Сетку скважин выбирали с учетом последующего перевода объектов на тепловое воздействие.

В 1979 году ВНИИнефть и ПечорНИПИнефть составили технологические схемы опытно-промышленных работ по паротепловому воздействию на пласт для участка ПТВ-1 и ВВГ для двух участков. На одном из участков с 1983 по 1988 год проводились испытания различных способов инициирования влажного внутрипластового горения с применением электронагревателей, подземных и наземных парогазогенераторов. Несмотря на большой объем выполненных исследований, так и не удалось освоить технологию инициирования и поддержания горения.. Кроме того, возникли проблемы, связанные с регулированием и обеспечением безопасных условий реализации процесса в

условиях трещиноватого пласта. В связи с этим от работ по освоению технологии ВВГ отказались.

В 1984 г. составлена технологическая схема опытно-промышленных работ по закачке теплоносителя на участке ПТВ-2. Опыт разработки участка ПТВ-1 при " пятиточечной системе размещения скважин показал, что существующие технические средства не позволяют обеспечить проектные темпы отбора * жидкости, поэтому на участке ПТВ-2 была принята менее интенсивная обращенная девятиточечная система размещения скважин той же плотности, что на участке ПТВ-1 (6,25 га/скв). Участок ПТВ-2 включает 21 девятиточечный элемент (10 на средний и 11 на верхний эксплуатационные объекты).

На основании положительных результатов опытных работ по тепловому воздействию на пласт и дополнительных теоретических и лабораторных исследований в 1985 г. ВНИИнефть, ПечорНИПИнефть, ВНИПИтермнефть и МИНХ и ГП составили технологическую схему разработки всех объектов каменноугольно-нижнепермской залежи с применением теплоносителей. После детального анализа геофизических, промысловых и других материалов была уточнена геологическая модель залежи и пересмотрены границы эксплуатационных объектов, в связи с чем геологические запасы нефти по объектам распределились следующим образом: нижний объект — 19%, средний — 46% и верхний — 35%. На каждый из трех объектов предусмотрена самостоятельная сетка скважин: 250x250 м в зоне, разбуренной по первой технологической схеме, 300x300 м в неразбуренных зонах месторождения. Принята площадная девятиточечная система размещения скважин с центральной нагнетательной. В качестве базовой технологии принята следующая стадийность разработки: эксплуатация скважин на естественном режиме в течение 1,5-2 лет; парациклические обработки нагнетательных и угловых добывающих скважин; площадное вытеснение нефти паром и переход на закачку в пласт ненагретой подтоварной воды для продвижения тепловой оторочки к забоям добывающих скважин. Реализация этой технологической схемы началась в 1988 году и осуществляется поныне.

На настоящий момент каменноугольно-нижнепермская залежь Усинского месторождения по степени обводненности (около 82%) находится на поздней стадии разработки, а по степени выработанкости геологических запасов на начальной стадии разработки (7,7%) [32]. В пределах купольной и прикупольной частях залежи пробурено 1311 скважин, однако южная, и западная части практически не охвачены эксплуатационным бурением.

Глава 2. Общие сведения о геологического строении и нефтегазоносность Усинского месторождения

В тектоническом плане месторождение приурочено к одноименному поднятию в пределах крупной структуры 1-го порядка - Колвинского мегавала. Общая амплитуда Колвинского мегавала в районе сводовой части Усинского поднятия более 1000 м. Западное крыло пологое, восточное переходит во 1 флексуру.

2.1. Стратиграфия

В процессе выполнения данной работы было несколько уточнено стратиграфическое расчленение разреза каменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения по результатам бурения новых скважин и исследования керна в оценочных скважинах. В частности, по результатам бурения новых оценочных скважин в пределах московского яруса были дополнительно выделены и описаны нижнемосковский и верхнемосковские подъярусы.

Геологический разрез Усинского месторождения (рис.3) изучен от силурийских до четвертичных отложений. Самая глубокая скважина на Усинском поднятии (скв. № 37) с забоем 5005 м вскрыла нижнесилурийские отложения. Общая толщина осадочного чехла по сейсмическим данным оценивается в 7 км и более. Осадочный чехол сложен отложениями ордовикского, силурийского, девонского, каменноугольного, пермского, триасового, юрского, мелового и четвертичного возрастов. О литологии неизученной части разреза силура и нижнепалеозойских отложений, а также о составе и возрасте фундамента можно судить по материалам соседних площадей (Возейская и Баганская), где отложения осадочного чехла скважинами полностью вскрыты.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Руднев, Сергей Анатольевич, 2014 год

Библиографический список использованной литературы

1. Аксенов A.A., Королюк И.К., Гогоненков Г.Н., Венделыитейн Б.Ю., Новиков A.A., Филиппов В.П. . - Нефтегазоносность ловушек органогенного типа. -М.: 1994. 233 с.

2. Буракова C.B., Тарасов Г.А. Моделирование паротеплового воздействия через горизонтальные скважины на участке опытных работ пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения//Современные наукоемкие технологии. - 2005. - № 3, С. 55-56.

3. Гавура В. Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений.— М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

4. Геология и разработка крупнейших и уникальных и нефтегазовых месторождений России под редакцией Гавуры В.Е. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996. -Т.1.

5. Громыко А.И. Отчет о результатах работ по созданию уточненной структурно-тектонической модели южной части Усинского месторождения. - г. Ухта, 2008.

6. Гутман И.С. Корреляция разрезов скважин сложнопостроенных нефтегазоносных объектов на основе инновационных технологий. — М.: ИЦ РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. 116 с.

7. Гутман КС., Балабан К.Ю. Геостатистика в промыслово-геологических исследованиях. - М.: ИЦ РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011 г.

8. Гутман И.С., Балабан И.Ю., Копылов В.Е., Кузнецова Г.П. и др. Промысловая геология нефти и газа. Детальная корреляция разрезов скважин и подготовка геологической основы для моделирования залежей УВ с помощью программы «AutoCorr». - Учебное пособие. -М: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. 2004.

9. Гутман КС., Балабан И.Ю., Кузнецова Г.П. и др. Отечественный комплекс «АШоСогг» для выполнения корреляции разрезов скважин в автоматическом и полуавтоматическом режимах, моделирования залежей, подсчета запасов УВ и проектирования разработки//Вестник ЦКР РОСНЕДРА. - 2005. № 2. С. 51-62.

10.Гутман КС., Балабан И.Ю., Постнова О.В., Руднев С.А., Саакян М.К - Программный комплекс АСЭУ для изучения осадконакопления в залежах УВ сложного геологического строения//Геофизика. - 2010. №4. С. 17-25.

11 .Гутман КС., Кванова М.М., Антониади Д.Г., Джалалов К.Э. и др. Отчет о научно-исследовательской работе: «Технологическая схема разработки пермо-карбоновой залежи нефти Усинского месторождения». М. 1985.

12.Гутман КС., Кузнецова Г.П., Саакян М.К. Детальная корреляция разрезов скважин с помощью программного комплекса «А1ЦоСо1т»//Геоинформатика. — 2009. №2. С. 86 - 97.

\Ъ.Гутман КС., Руднев С.А., Саакян М.К, Даниленко А.Н., Урсегов С.О., Прокушева С.А. - Зоны развития коллекторов пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения// Недропользование XXI век. - 2012. № 4. С. 28 - 35.

\ А.Гутман КС., Руднев С.А., Саакян М.К, Даниленко А.Н., Урсегов С.О., Прокушева С.А. Характеристика обводненности пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения в связи с особенностями ее геологического строения на основе результатов детальной корреляции разрезов скважин//Нефть.Газ.Новации. — 2012. № 3. С. 30 - 40.

\5.Иванова М.М., Чоловский К.П., Брагин Ю.К Нефтегазопромысловая геология. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000 г.

1 в.Касимов А.Н. Отчет по результатам работ ВСП в скважинах 618, 1163, 1192, 1207, 1596, 4276 Усинского месторождения. Москва, 2005 г.

17.Коновалов, Д.В., Петухов A.B. Установление высокопроницаемых зон в карбонатных коллекторах на месторождениях высоковязких нефтей - важнейший резерв повышения эффективности их разработки// Геология нефти и газа. - 1986. № 7. С. 25-29.

18.Корреляция скважин по данным ГИС. Технология на основе интеграции автоматической корреляции и динамической визуализации. Руководство пользователя. - М.: 2010.

19.Кузнецов В.Г. Фации и фациальный анализ в нефтегазовой геологии: Учебник для вузов. - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012.

20.Лисовский H.H., Холимое Э.М. О классификации трудноизвлекаемых запасов//Вестник ЦКР РОСНЕДРА. - 2009. № 6. С. 33 - 34.

21.Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2005 г.

22.Методические рекомендации к корреляции разрезов скважин под редакцией Гутмана И.С. - М.: Недра. 2013. 112 с.

23 .Милешина А.Г., Калинко М.К, Сафонова Г.И. Изменение нефтей при фильтрации через породы. - М.: Недра, 1983. - 175 с.

24 .Муляк В.В. Анализ особенностей заводнения пермо-карбоновой залежи нефти Усинского месторождения по гидрохимическим данным//Нефтяное хозяйство. - 2007. С. 109 - 111.

25 .Мусафирова Е.М. Отчет о научно-исследовательской работе: «Биостратиграфические исследования пород поисковых и разведочных скважин месторождений ООО «ЛУКОИЛ-КОМИ», г. Ухта. 2009.

26.Мушин H.A., Корольков Ю.С., Чернов A.A. Выявление и картирование дизъюнктивных дислокаций методами разведочной геофизики. - М.: Научный мир. 2001.

27.Нефтяные и газовые месторождения СССР: Справочник. В двух книгах / Под редакцией С.П. Максимова. - М.: Недра. 1987.

28.Носов А.П. Отчет о научно-исследовательской работе: «Подсчет запасов нефти и растворенного газа Усинского нефтяного месторождения». Ухта. 1998.

29 .Петухов A.B., Коновалов, Д.В. Формирование карбонатных резервуаров в зонах перехода сероводородсодержащих сульфатно-карбонатных толщ в известково-доломитовые/УГеология нефти и газа 1987г. № 11. С. 15-19.

30.Прищепа О.М., Богацкий В.К, Макаревич В.Н., Чумакова О.В., Никонов Н.И. Куранов A.B., Богданов М.М. Новые представления о тектоническом и нефтегазогеологическом районировании Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции//Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2011. - Т.6. - № 4.

31.Проишяков Б.К, Кузнецов В.Г. Литология и литолого-фациальный анализ.-М.: Недра. 1981. 284 с.

Ъ2.Пчела КВ. Основные приоритеты в моделировании трещиноватости сложнопостроенных карбонатных пластов на примере пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения//Бурение и нефть.-2011. №11. С. 34-37.

ЪЪ.Пчела КВ., Урсегов С.О., Муляк В.В., Чертенков М.В. Потенциальные возможности увеличения добычи высоковязкой нефти из сложно построенных карбонатных пластов при помощи интеллектуальных скважин//8РЕ 166899. 2013.

ЪА.Рединг Х.Г., Коллинсон Дж.Д., Аллен Ф.А. и др. Обстановки осадконакопления и фации. 1990, М.: МИР, т. I (350 е.), т.П (382 с.) (под ред. чл.-корр. РАН П.П.Тимофеева).

35. Риле Е.Б. Альтернативные модели некоторых тектонически экранированных залежей УВ Тимано-Печорской НГП//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2012 С. 45-51.

Зб.Рифы и карбонатные пеефитолиты: Материалы Всероссийского литологического совещания. - Сыктывкар: Геопринт. 2010. 216 с.

Ъ1.Рожкин М.Е. Анализ влияния закачки пара на работу добывающих скважин участка пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения//Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2012. №6. С. 51-55.

38.Рузин JI.M. Особенности и инновационные направления освоения ресурсов высоковязких нефтей//Известия Коми научного центра УРО РАН. 2010. №2. С. 92-97.

39.Сало А.И., Савинкин П.Т. и др. Подсчет запасов нефти Усинского месторождения и его геологическое строение. Ухта. 1972.

40.Справочник по литологии под редакцией Н.Б. Вассоевича, B.JI. Либровича, Н.В. Логвиненко, В.И. Марченко. - М.: Недра. 1983.

41. Тараскин E.H., Пчела К.В., Прокушева С.А. Комплексный подход к моделированию процесса извлечения высоковязкой нефти из карбонатных пластов на примере зоны ПТВ пермокарбоновой залежи Усинского месторождения/ТНефтепромысловое дело. 2012 г. № 3. С. 11-22.

42.Тараскин E.H., Урсегов С.О., Черепанов В.Н. Инновационные направления разработки пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения//Бурение и нефть. 2009 С. 55 — 57.

43.Тимано-Печорский седиментационный бассейн (объяснительная записка к «Атласу геологических карт», 2000/З.В. Ларионова, В.И. Богацкий, Е.Г. Довжикова, Л.В.. Галкина, О.Л. Ермакова, П.К. Костыгова, К.А. Москаленко, Н.И. Никонов, Г.А. Шабанова. - Ухта: Изд-во ТП НИЦ. 2002.

44.Уилсон Дж.Л. Карбонатные фации в геологической истории. Пер. с англ. М.: Недра. 1980.

45. Урсегов С. О., Тараскин E.H., Чертенков М.В., Абиг П., Ранджан А., Интегрированный подход к моделированию системы трещин и оценке

ее влияния на разработку карбонатной залежи с высоковязкой нефтью//8РЕ 136393. 2010.

46. Фортунатова Н.К. Седиментологическое моделирование карбонатных осадочных комплексов. - М.: РЭФИА. 2000.

Список опубликованных работ по теме диссертации

В изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Гутман И.С., Балабан И.Ю., Постнова О.В.,- Руднев С.А., Саакян М.И.

- Программный комплекс ACDV для изучения осадконакопления в залежах УВ сложного геологического строения/ТГеофизика. 2010. С. 17-25.

2. Гутман И.С., Руднев С.А., Саакян М.И., Даниленко А.Н., Урсегов С.О., Прокушева С.А. - Зоны развития коллекторов пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения/УНедропользование XXI век. 2012. № 4. С. 28-35.

В других изданиях:

3. Гутман И.С., Руднев С.А., Даниленко А.Н., Урсегов С.О., Пчела К.В.

- Особенности геологического строения пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения. — Тезисы докладов II международной конференции «Интеллектуальное месторождение: мировая практика и современные технологии» г. Москва. 2013.

4. Гутман И.С., Руднев С.А., Саакян М.И., Алабушин A.A., Даниленко А.Н., Урсегов С.О. - Результаты автоматизированной корреляции разрезов скважин пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения как основа для геологического моделирования и совершенствования процессов разработки. - Тезисы докладов III Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». 2011.

5. Гутман И.С., Руднев С.А., Саакян М.И., Даниленко А.Н., Урсегов С.О., Прокушева С.А. Характеристика обводненности пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения в связи с особенностями ее геологического строения на основе результатов детальной корреляции разрезов скважин//Нефть.Газ.Новации, 2012. №3. С. 30-40.

6. Гутман И.С., Руднев С.А., Саакян М.И., Даниленко А.Н., Урсегов С.О., Прокушева С.А. - Выявление особенностей геологического строения пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения и их учет при

совершенствовании разработки. - Тезисы докладов /XIX Губкинских чтений «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России». 2011г.

7. Гутман И.С., Руднев С.А., Саакян М.И., Даниленко А.Н., Урсегов С.О., Прокушева С.А. - Особенности геологического строения пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения и их учет при совершенствовании разработки. - Тезисы докладов конференции «Актуальные проблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» г. Ухта. 2012.

8. Гутман И.С., Балабан И.Ю., Староверов В.М., Кузнецова Г.П., Саакян М.И., Потемкин Г.Н., Руднев С.А. и др. Методические рекомендации к корреляции разрезов скважин под редакцией Гутмана Й.С. М.: Недра. 2013. 112 с.

9. Руднев С.А. - Построение трехмерной геологической модели участка пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти одного из месторождений тимано-печорской НГП. - Тезисы докладов конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России». 2010.

10. Тараскин E.H., Саакян М.И., Руднев С.А. - О результатах геолого-технологического моделирования актуального участка пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. - Тезисы докладов конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России». 2010.