Интенсификация выработки запасов нефти из наклонно-направленных неоднородных пластов регулированием размещения скважин и точек заводнения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Тайчинов, Марат Наилевич

• Тайчинов, Марат Наилевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Тайчинов, Марат Наилевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НАКЛОННОГО, КОСОСЛОИСТОГО И КЛИНОФОРМНОГО СТРОЕНИЯ С УЧЕТОМ

ГРАВИТАЦИОННОГО ЭФФЕКТА

1.1. Общие понятия о разновидностях геологического строения пластов-коллекторов нефти и газа и формах их залегания

1.2. Влияние гравитационного режима на формирование залежей углеводородов и условия его применения при разработке залежей нефти

1.3. Особенности разработки залежей нефти, характеризующихся наклонным, косослоистым и клиноформным строением

Выводы по главе 1

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С НАКЛОННЫМ ХАРАКТЕРОМ ЗАЛЕГАНИЯ ПЛАСТОВ

2.1. Механизм проявления гравитационных сил в нефтяном пласте

2.2. Особенности геологического строения пластов бпЛбгъ2 и БП8 Южно-Тарасовского месторождения

2.3. Особенности геологического строения основных объектов разработки Барсуковского месторождения нефти Западной Сибири

2

2.4. Особенности геологического строения горизонта БСю " Тевлинско-Русскинского месторождения

2.5. Особенности геологического строения горизонта БСю Западно-Усть-Балыкского

месторождения

1

2.6. Особенности геологического строения горизонта БВю " Самотлорского месторождения

Выводы по главе 2

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ЕСТЕСТВЕННОГО УГЛА

НАКЛОНА ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА НА ПОКАЗАТЕЛИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ

Выводы по главе 3

ГЛАВА 4. ВЫРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ

ОПТИМАЛЬНЫХ СХЕМ НАГНЕТАНИЯ В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ

4.1. Анализ данных фактических параметров работы добывающих и нагнетательных скважин в условиях реализации различных схем нагнетания

4.2. Разработка методики планирования оптимального размещения нагнетательных скважин в условиях неоднородных пластов с учетом гравитационного

эффекта

Выводы по главе 4

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ А Пласт однородный

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Пласт неоднородный. Прямая задача

ПРИЛОЖЕНИЕ В Пласт неоднородный. Обратная задача

)

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Интенсификация выработки запасов нефти из наклонно-направленных неоднородных пластов регулированием размещения скважин и точек заводнения»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Современное состояние ресурсной базы углеводородов, характеризующееся в основном истощением запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и переходом их в категорию трудноизвлекаемых, из года в год ухудшается. Значительная часть запасов, находящихся в разработке, сосредоточена в коллекторах с высокой неоднородностью по фильтрационно-емкостным свойствам и в залежах со сложным геологическим строением. Наиболее характерным признаком является различие структурных поверхностей пластов (локальные перегибы, впадины, возвышенности) с наличием общего локального наклона (клиноформы). В этих условиях влияние на вытеснение нефти сил гравитации, свойств нефти (плотности, вязкости), петрофизических характеристик пласта (проницаемостной неоднородности), расположения скважин и интенсивности заводнения изучено недостаточно полно, в частности влияние указанных параметров на нефтеотдачу пласта в зависимости от угла наклона пласта. Имеющиеся в опубликованной литературе сведения о размещении скважин и точек нагнетания в наклонном пласте «сверху-вниз» и «снизу-вверх» не дают полного ответа ка многовариантность рассматриваемой задачи, в частности, какая из них наиболее эффективна с учетом изменения проницаемостной неоднородности коллектора, угла наклона, петрофизических характеристик, свойств фильтруемых флюидов и режимов вытеснения нефти водой. При этом весьма существенную роль здесь играет влияние на коэффициент извлечения нефти (КИН) гравитационных эффектов в зависимости от угла наклона пласта.

Цель работы - изучение, выбор оптимальных вариантов размещения скважин на наклонном пласте, точек заводнения и технологий повышения КИН объекта.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Изучение конфигураций залежей по корреляционным разрезам и структурным поверхностям;

2. Определение пределов изменения угла наклона в пределах межскважинных расстояний и выбор шага изменения угла наклона;

3. Выбор и обоснование численной модели для исследования гидродинамических характеристик наклонного пласта;

4. Изучение и исследование изменения технологических показателей выработки запасов нефти из наклонного пласта;

5. Разработка рекомендаций по повышению КИН из наклонного пласта.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на использовании современных методов изучения и анализа геологического строения залежей на основе оценки результатов геолого-промысловых исследований, применения современных методов обработки статистической информации, математического моделирования фильтрации жидкостей в неоднородных по проницаемости коллекторах с учетом сил гравитации и обобщения результатов исследований автора с промысловыми данными.

Научная новизна результатов работы:

1. Усовершенствованы и созданы научно-методические основы исследования изменения технологических показателей выработки запасов нефти из неоднородного наклонного пласта, в частности, установлен нелинейный характер изменения фильтрационных параметров и технологических показателей вытеснения нефти водой при размещении точек нагнетания в вариантах «сверху-вниз» и «снизу-вверх»;

2. Получены новые результаты влияния неоднородности пласта, вязкости, плотности флюидов и сил гравитации на темпы выработки запасов по схемам заводнения «сверху-вниз» и «снизу-вверх» и обоснован выбор приоритетной схемы для каждого случая по критерию, включающему конечный КИН, сроки разработки, безводный период, объемы попутно добытой и закачанной воды;

3. Исследовано влияние чередования высокопроницаемых пропластков с низкопроницаемыми при различной степени расчлененности наклонного коллектора и установлено, что если высокопроницаемый пропласток находится в нижней части пласта, то происходит вытягивание фронта вытеснения, что приводит к опережающему прорыву воды, меньшему безводному периоду, сокращению сроков разработки, а КИН уменьшается;

4. Сопоставление результатов численных исследований в варианте выборочной оценки с фактическими данными показателей разработки по Южно-Тарасовскому, Ново-Покурскому и Самотлорскому месторождениям показало достоверность и сходимость в пределах с погрешностью 4.7 %.

На защиту выносятся:

1. Методика изучения нелинейности характера изменения фильтрационных характеристик и технологических показателей вытеснения нефти водой при размещении точек нагнетания «сверху-вниз» и «снизу-вверх»;

2. Методика определения влияния неоднородности пласта, вязкости, плотности флюидов и сил гравитации в наклонном пласте на технологические показатели выработки запасов нефти и КИН;

3. Методика оценки влияния расположения высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков пласта на технологические показатели выработки наклонного пласта.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. По результатам диссертационной работы разработан Руководящий документ «Размещение скважин и точек нагнетания воды с наклонными пластами».

2. От внедрения рекомендаций автора на Южно-Тарасовском месторождении добыто дополнительно 1810т нефти с экономическим эффектом в 2.8 млн руб.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на научно-технических советах ООО «НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2010-2013 гг.), на Ученых советах ГУП «ИПТЭР» (г. Уфа, 2010-2013 гг.), на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках XXI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013» (г. Уфа, 2013 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9 научных трудах, в том числе в 4 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Личный вклад автора

В рассматриваемых исследованиях, выполненных в соавторстве с коллегами, автору принадлежат постановка задач, их решение, обобщение полученных результатов, разработка рекомендаций по промысловому внедрению, анализ результатов опытно-промышленных испытаний.

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология» за консультации и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией.

ГЛАВА 1. ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НАКЛОННОГО, КОСОСЛОИСТОГО И КЛИНОФОРМНОГО СТРОЕНИЯ С УЧЕТОМ ГРАВИТАЦИОННОГО ЭФФЕКТА

1.1 Общие понятия о разновидностях геологического строения пластов-коллекторов нефти и газа и формах их залегания

Известный ученый И.М. Губкин показал, что процесс нефтеобразования и формирования скоплений нефти не был уникальным геологическим явлением, связанным с каким-либо одним из ранних геологических периодов развития нашей планеты. «Нефть встречается во всех геологических системах, начиная от кембрийской вплоть до образований современного возраста... Условия, благоприятные для образования нефти, очевидно, существовали в течение ряда геологических эпох, начиная с древнейших, что и привело к возникновению залежей нефти в образованиях разного геологического возраста» [11]. В распределении нефтяных скоплений в разрезе литосферы наблюдается многоэтажность, обусловленная периодичностью процесса образования углеводородов (УВ) в ходе геологической истории земной коры [6]. Установлено, что в пределах каждой нефтегазоносной провинции на всех континентах Земли основные выявленные скопления нефти и газа приурочены к определенным литолого-стратиграфическим комплексам (включающим нефтегазопродуцирующие свиты, нефтегазосодержащие породы-коллекторы, перекрывающиеся практически газонефтенепроницаемыми породами-покрышками), которые характеризуются региональной нефтегазоносностью в пределах рассматриваемой провинции. Подобные литолого-стратиграфические комплексы A.A. Бакировым (1959 г.) были названы регионально нефтегазоносными.

Для образования скопления углеводородов необходимо наличие пластового резервуара (ловушки), который представляет собой коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами [16]. Особенностями такого резервуара является сохранение мощности и литологического состава на большой площади. Общепринято разделение их на следующие виды: пластовый, массивный, линзовидный (литологически ограниченный со всех сторон).

Следует отметить, что И.М. Губкин предлагал различать ловушки только структурного и литологического типов, так как образование стратиграфических ловушек, по его мнению, в конечном итоге обусловлено действием тектонического фактора. А. Леворсен в работе [23] выделяет три типа ловушек: структурные, стратиграфические и комбинированные (структурно-стратиграфические). Литологически ограниченные ловушки он относит к стратиграфическим.

Основные типы ловушек, согласно [6], представлены на рисунке 1.1. Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по удельным весам.

1 - пластовый резервуар; 2 - изогипсы кровли пласта-коллектора;

3 - залежь в плане; 4 - тектоническое нарушение

Рисунок 1.1- Сводовая (а) и тектонически экранированная (б) ловушки в пластовом резервуаре (разрез и план)

Одним из ключевых терминов, характеризующих природу нефтяных пластов, является понятие «слоистость». Слоистость выражается в чередовании разных типов пород, которые достаточно чётко обособляются друг от друга [7]. Она отражает гидродинамику среды переноса и осаждения. Среда седиментации всё время находится в движении: изменяется скорость придонных течений, проявляется волновая деятельность, изменяется количество приносимого обломочного материала и т.д. Слоистость обуславливается более или менее ритмичными колебаниями интенсивности тех или иных факторов седиментации. Чаще всего наблюдается чередование слойков двух типов, один из которых характеризуется большей толщиной и является основным. Толщина слойков варьируется от долей миллиметров до нескольких сантиметров. Иногда чередующиеся слойки, сходные по размерам, общему характеру, форме, объединяются в серии. По морфологическим признакам различают 3 основных вида первичной слоистости:

горизонтальная, волнистая и косая. Горизонтальная слоистость характеризуется чередованием слойков и слоев, параллельных плоскости наслоения. Она образуется в спокойных условиях, вне течений и волнений. Тонкая горизонтальная слоистость может формироваться в спокойной обстановке в придонном слое и зависит от интенсивности поступления осадочного материала и его механических свойств. Слоистость бывает равномерной и неравномерной. Равномерная слоистость обусловлена закономерным ритмичным чередованием слойков (рисунок 1.2, а). Неравномерная горизонтальная слоистость указывает на колебания в поступлении обломочного материала. Она может быть серийной (рисунок 1.2, б), направленно изменяющейся (рисунок 1.2, в). Волнистая слоистость представляет собой чередование слойков, имеющих криволинейную выпукло-вогнутую форму. Этот вид слоистости характеризует волнение, т.е. разнонаправленные движения воды, которые в зависимости от силы и величины волн образуют разные формы слоистости. Соотношение слойков бывает параллельное (близкое к нему) (рисунок 1.2, г) и непараллельное (линзовидное) (рисунок 1.2, д), непрерывное и прерывистое (рисунок 1.2, е). Волнистая слоистость указывает на глубину не более 100 м, встречается, главным образом, в прибрежно-морских, заливных, реже - в пойменных отложениях. Косая слоистость возникает обычно при движении воды в определённом направлении, т.е. при поступательном движении воды. Формирование косой слоистости в разрезах чрезвычайно разнообразны и указывают на накопление осадков в условиях высокой динамической активности среды. Слойки бывают прямолинейными (рисунок 1.2,ж) и изогнутыми. Углы наклона слойков по отношению к плоскости напластования бывают крутыми (> 30°), средними (30...20°), пологими (< 20°) (рисунок 1.2, з). Соотношение слойков может быть однонаправленным (параллельным) и разнонаправленным (клиновидным) (рисунок 1.2, и).

В осадочных породах широкое распространение получили сложные слоистые текстуры, которые представляют собой сочетания нескольких типов слоистости или чередование серий слойков, расположенных внутри одного слоя под определенным углом (рисунок 1.3). Такие текстуры характеризуют быстрое и резкое изменение активности среды осадконакопления и формирование новой слоистости на фоне предыдущей, иногда срезая её.

горизонтальная

а) равномерная б) серийная в) направленно

изменяющаяся

волнистая

г) параллельная

д) непараллельная

е) прерывистая

косая

ж) однонаправленная з) однонаправленная с и) ра знонаправленная

прямолинейная разным углом наклона

а, б, г, д, е, з, и - юра юго-востока Западной Сибири (авторская коллекция); в, ж - средний карбон Донецкого бассейна [13]

Рисунок 1.2 - Типы слоистости

а) горизонтальная и пологоволнистая

б)косоволнистая прерьгопстая

в) пологоволнистая и мелкая косоволнистая

д) горизонтально-косая с изогнутыми слойками

е) косая с перекрестными сериями слоиков

а - нижняя пермь нижнего течения р. Ангары [16], б, д, ж, и - юра юго-востока Западной Сибири; авторская коллекция; е, з - средний карбон Донецкого бассейна [16]; в, г - юра Южно-Якутского бассейна [23]

ж) горизонтальная и косая прямолинейная

з) косая, с параллельными сериями слоиков

и) перистая (пучковидная)

Рисунок 1.3 - Разновидности слоистых текстур

Образование сложной слоистости обусловлено направленным турбулентным (струйно-вихревым) потоком водной среды. Наиболее ярко такая слоистость выражена в аллювиальных отложениях руслового и дельтового типа (рисунок 1.4). Она также может формироваться временными потоками, морскими волнениями и течениями в лагунах, озёрах и береговых валах рек [16].

Таким образом, отметим, что разнообразие условий седиментации горных пород предопределило наличие определенных особенностей в геологическом строении нефтяных и газовых резервуаров, разрабатываемых в настоящее время. При этом представленные материалы показывают, что параллельность напластования может иметь значительный наклон к горизонтальной плоскости, вызванный различными процессами, происходящими в недрах Земли. Для подобных пластов существует специальный термин «косая слоистость» - параметр, который необходимо учитывать при разработке нефтяных месторождений. Отметим, что среди устоявшихся мнений о природе традиционных залежей нефти, представляющих собой те или иные проявления ловушек нефти и газа, в региональном масштабе были выдвинуты представления о клиноформном строении неокома Западно-Сибирской плиты [9, 26, 27, 29, 30], которые со временем получили всеобщее признание. Авторы установили закономерный седиментационный наклон песчаных пластов неокома, их последовательную региональную глинизацию (с востока на запад и от древних к более молодым), сопровождающуюся переходом в косонаслоенные отложения, песчано-алевролитовые разности которых известны под названием ачимовской пачки. В настоящее время многими исследователями эти пласты обозначаются как пласты клиноформного строения.

Согласно [27], клиноформы являются совокупностью горных пород, входящей в систему местных стратиграфических подразделений, отличающихся от выше- и нижележащих отложений наклоном латеральных границ, наличием на них скрытых поверхностей перерыва седиментации (рисунок 1.5). Внутри каждой клиноформы выделяются песчаные пласты, пачки алевролитов и глин. В кровле обычно залегает пачка тонкоотмученных глин с наклоном пропластков чаще всего от 2 до 20 .

1 • / • • • ► • • • • ► -Г. * # • ,1. ? 3 ш 4 кп 5 КФ 6 пп 7 <~

8

1 - региональный перерыв; 2 - пласты песчаников внутри клиноформ; 3 - пачки глин в кровле клиноформ; 4 - шельфовые отложения; 5 - кроющий покров; 6 - клиноформа; 7 - подстилающий «конденсированный» покров; 8 - направление сноса

Рисунок 1.4 - Схематический продольный разрез дельтовой области [23]

Клиноформы образуют латеральный ряд полого налегающих друг на друга геологических тел. Возраст их омолаживается от области питания к центру бассейна.

Клиноформы картируются субпараллельно берегу бассейна, протягиваясь на десятки и даже сотни и тысячи километров. Ширина их неизмеримо меньшая, обычно первые десятки километров. Образуются клиноформы в экстремальных условиях резкой смены режима седиментации. Они отвечают этапу заполнения терригенными осадками «голодных» бассейнов после их длительной некомпенсации. Для возникновения клиноформ необходимы [26]:

- большая площадь бассейна седиментации (сотни тысяч и миллионы квадратных километров);

- аридный и семиаридный климат с обязательной периодической сменой эпох засух и катастрафических ливней (муссонных, тайфунных);

- наличие стабильной (миллионы лет) области питания, расположенной за пределами седиментационного бассейна (отсутствие внутренних, островных, областей сноса).

Менее вероятно образование клиноформ за счет снижения уровня моря (эвстазия) или подъема смежной суши (эпейрогения). Клиноформы - результат периодического, пульсационного поступления терригенных масс в бассейн седиментации.

Большинство исследователей под клиноформными отложениями понимают циклически построенную толщу заполнения глубоководного бассейна путем бокового наращивания континентального склона. Отдельные клиноформы представляют собой результат единичного цикла осадконакопления и подразделяются на шельфовую (ундаформа), склоновую части (клиноформа) и подножие шельфового склона (фондоформа). Фациальное разнообразие накопления клиноформных отложений обуславливает многообразие типов неантиклинальных ловушек УВ. Строение и условия осадконакопления единичного циклита, формирующегося в условиях трансгрессивно-регрессивного позднеюрско-раннемелового бассейна Западной Сибири, может быть представлено следующим образом (рисунок 1.5).

Рисунок 1.5 - Палеогеологический разрез модели трансгрессивно-регрессивного циклита позднеюрско-неокомского некомпенсированного бассейна Западной Сибири

Ундаформа. В мелководно-морской и субконтинентальной зонах ундаформы мощности циклита изменяются от первых десятков до 100... 150 м. Здесь скапливаются глинисто-алеврито-песчаные осадки в условиях активной динамики водной среды при транзите основной массы влекомых наносов в более глубоководные (клино- и фондоформные) зоны. A.A. Нежданов [28] предлагает называть разрезы этих отложений транзиентными. Трансгрессивные глинистые пачки циклитов средней мощностью

10...30 м представлены тонкоотмученными и алевритнстными глинами с отдельными прослоями алевролитов, реже песчаников. В породах присутствуют остатки пиритизированных водорослей, углистый детрит, редкие биофассилии. В восточном направлении глинистые пачки опесчаниваются, мощность их уменьшается. Регрессивные, преимущественно песчаные пачки сложены мелко- и среднезернистыми разностями, средне- и хорошоотсортированными (особенно в средней и верхней частях). Толщина их изменчива и составляет в среднем несколько десятков метров. В рассматриваемой мелководно-шельфовой зоне, переходящей далее на восток в аллювиальную равнину, периодически заливаемую морем, формируются либо покровные песчаные пласты, либо рукавообразные и полосовидно-пятнистые песчаные тела, связанные с руслами рек, протоками, течениями, возможно, плоскими дельтами, прибрежными барами, пляжами. С этой зоной связаны структурные, структурно-литологические и литологические залежи нефти. В восточных субконтинентальных зонах распространения циклитов. в их верхних регрессивных частях, может отмечаться перерыв в седиментации вследствие транзита терригенного материала в пределы мелководного шельфа.

Клиноформа. Здесь, в зоне перехода от мелководных обстановок седиментации к глубоководным, накапливаются весьма мощные (до 250...500 м) косослоисп е алевролито-глинистые, глинисто-песчаные и песчано-глинистые осадки. В этой зоне разгружается и частично перераспределяется течениями основная масса влекомых наносов, разрезы которых являются наиболее полными в циклостратиграфическом отношении. A.A. Нежданов назвал эти разрезы завершенными, или перфектными. Скорость накопления осадков в этих зонах в неокоме Западной Сибири максимальна и составляет от 200...400 до 600... 1000 м/млн лет (без учета уплотнения), т.е. формирование перфектных разрезов происходило по типу лавинной седиментации. В клиноформно-перфектной зоне происходят наиболее резкие изменения литологического состава циклитов - наращиваются мелководные шельфовые террасы, часть осадков сбрасывается вниз по склону. Песчаные пласты замещаются глинами в сторону глубоководья, на бровках шельфа и на склонах террас образуются полосовидные песчаные тела, связанные с каналами авандельт, барами, подводными и надводными береговыми валами. У подножий подводных конусов выноса аккумулируются песчаные тела за счет разгрузки мутьевых потоков и подводно-оползневых дислокаций. К клиноформным зонам приурочено большинство неантиклинальных и литологически экранированных ловушек УВ, выявленных в неокомских отложениях Западной Сибири. В сложении клиноформных зон циклитов отложениям, соответствующим нижней трансгрессивной части, принадлежит, как правило, существенно меньшая доля, тогда как основное

значение имеют осадки преобладающего регрессивного этапа цикла, на котором увеличивался вынос грубозернистого терригенного материала, шло более активное латеральное наращивание и выдвижение внутрь бассейна края аккумулятивного шельфа.

фондоформа. В условиях относительного глубоководья этой зоны формируются маломощные пелитовые и битуминозно-пелитовые осадки. Они накапливались при резком дефиците терригенного материала, в связи с чем их разрез отнесен к дефициентному. В фондоформно-дефициентной зоне отложения циклита приобретают наиболее тонкоотмученный глинистый и глинисто-битуминозный состав, мощности их не превышают первых метров и далее, к центру бассейна, сокращаются практически до нуля. Тонкоотмученные битуминозные глины дистальных частей циклитов наращивают с востока на запад стратиграфический диапазон баженовской свиты. С определенной долей условности к фондоформной части циклита можно отнести также дистальные (краевые) части клиноформных ачимовских песчаных тел, выклинивающихся по схеме подошвенного прилегания.

Этап клиноформного заполнения неокомского бассейна длился 20...22 млн лет, начиная с берриасского и кончая готеривским веком. За это время в пределах широтного Приобья сформировалось около 15 клиноформных комплексов, каждый имеет свое определенное наименование. Формирование одного комплекса длилось 1,5...2,0 млн лет [51].

Таким образом, клиноформный комплекс Западной Сибири является регионально нефтегазоносным, в нем выявлены многие десятки залежей - от крупных до мелких по запасам. Только в районах Среднего Приобья они установлены более чем на 50 месторождениях (Приобская зона, Тавлинская зона, Маслиховская (Васькинская) площадь). Крупнейшее из них - Приобское. В большинстве своем залежи УВ в клиноформных отложениях связаны с ловушками сложного строения. От шельфовых они отличаются также существенно худшими фильтрационно-емкостными свойствами пластов-коллекторов и низкой в среднем продуктивностью, что делает их более трудными, менее эффективными для разработки объектами.

В работе [17] выделяются следующие типы неантиклинальных ловушек углеводородов в клиноформных отложениях неокома Западной Сибири (рисунок 1.6).

По мнению автора, выделенный комплекс неантиклинальных ловушек представляет собой высокоперспективный объект поиска залежей УВ, однако почти не изученный. Наиболее интересными в нефтегазоносном отношении (возможно, просто более изученными) являются верхние части клиноформ (шельфовая группа ловушек).

Группа глубокое дны? лое/шек (песчаники лодно! ия шельфового склона) Группа склоновых ловушек (песчаники шельфового склона) Группа шель4овы ловушек (шель$»овые песчаники)

Строение ловушек Тип ловушек (определяющие геологические процессы) Строение ловушек Тип ловушек (определяющие геологические процессы) Строение ловушек Тип ловушек (определяющие геологичес> не процессы)

Продольный Поперечный разрез разрез

r-s-T-T-jr- Перед упорами ■ Турбидитно teflHMCHraUHOH н ын (аккумулятивные) Уступов склонов (седиментационные) / t Фацидльны замещении (структурно сед нментацно иные)

Во впадинах - -Л (эрозионно атасу мулятив н ые) / Седиментационные несогласии (седнм нпционныг;

" J> --гГ~Г7-, Турбидитно денудационный (эрозионно аккумулятивные) ЕЭ & Е И -Н s * Ограниченные негогл сиеп (седнментмшоннъ е

Донных и гравитационных течений (эрозионно аккумулятивные) .... !| - f Опущен ны> тектоничесып блоков (акк>М)лятивно ДИЗЪЮНКТИВНЫ

1 - песчаники 2 - пргшишты ■> - 01/кенс»всК1Я свита 4 - юнгнненпльные отношения вартовскои «.виты - морские отпоукення мегпонскон свиты 0 - нестр\ктурные повушки " - границы стратиграфических неопасны S - граница подстнлающен клннофлрмы У гекюническне нарушения 10 - повушкн ^Ъ Подняты-: тектонически/ блоков (фадияльно дизьюнггивные)

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Тайчинов, Марат Наилевич, 2013 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Авторский надзор за реализацией проектных решений на разработку Малышевского нефтяного месторождения ООО «Башгеопроект» в 2008 г. [Текст]. - Уфа, 2008. - 157 с.

2. Азиз, X. Математическое моделирование пластовых систем [Текст] / X. Азиз, Э. Сеттари; под ред. М. М. Максимова; Институт компьютерных исследований. - М., 2004. - 416 с. - Библиогр.: с. 386-401. - 700 экз. - ISBN 5-93972-355-1.

3. Александров, А. В. Атлас литогенетических типов угленосных отложений Алдан-Чульманского района Южно-Якутского каменноугольного бассейна [Текст] / А. В. Александров, В. М. Желинский, В. Н. Коробицына и др. - М.: Наука, 1970. - 226 с.

4. Ахмадуллин, Ф. Ф. Особенности ЗД геологического моделирования локальных

1 2

клиноформ пласта БВю " Самотлорского месторождения [Текст] / Ф. Ф. Ахмадуллин, Р. X. Гильманова, А. С. Грищенко, Ю. В. Михеев, С. С. Осепян // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2009.-№ 12.-С. 38-41.

5. Ахмадуллин, Ф. Ф. Проблема применения различных сеток при моделировании залежей, имеющих сложную геометрическую форму [Текст] / Ф. Ф. Ахмадуллин, А. С. Грищенко, Т. Ф. Манапов, С. С. Осепян // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010. - № 1. - С. 87-91.

6. Бакиров, А. А. Геология и геохимия нефти и газа [Текст] / Под ред. д-ра геол.-минер, наук, проф. А. А. Бакирова и д-ра геол.-минер, наук, проф. 3. А. Табасаранского. - М.: Изд-во «Недра», 1982. - 368 с.

7. Ботвинкина, Л. Н. Атлас литогенетических типов угленосных отложений среднего карбона Донецкого бассейна [Текст] / Л. Н. Ботвинкина, Ю. А. Жемчужников, П. П. Тимофеев и др. - М.: Изд-во АН СССР, 1956. - 368 с.

8. Грищенко, А. С. Особенности геологического строения локальных клиноформ пласта БВю'"2 Самотлорского месторождения [Текст] / А. С. Грищенко, Р. X. Гильманова, Э. Р. Мустаева, С. Л. Рыжов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 9. - С. 18-23.

9. Грищенко, А. С. Стратегия выработки запасов нефти из геологических объектов сложного строения (на примере клиноформенных залежей пласта БВю'"2 Самотлорского месторождения) [Текст] / А. С. Грищенко // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010. - № 1. -С. 91-94.

1 2

10. Грищенко, А. С. Разработка залежей нефти пласта БВю " клиноформного строения Самотлорского месторождения размещением вертикальных скважин [Текст]: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17: защищена 29.04.2010 / Грищенко Александр Сергеевич. -Уфа, 2010. - Библиогр.: с. 133-140. - 140 с.

11. Губкин И. М. Учение о нефти [Текст] / И. М. Губкин. - 3-е изд. - М.: Наука, 1975. -384 с.

12. Гурари, Ф. Г. Строение и условия образование клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты (история становления представлений) [Текст] / Ф.Г. Гурари.

- Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003. - 141 с.

П.Дмитриева, Е. В. Атлас текстур и структур осадочных горных пород [Текст] / Е. В. Дмитриева, Г. И. Ершова, Е. И. Орешкова и др.; под ред. А. В. Хабакова. -'М.: Госгеолтехиздат, 1962. -Ч. 1: Обломочные и глинистые породы. 578 с.

14. Дополнение к технологической схеме разработки Барсуковского месторождения [Текст] / ООО «РН-УфаНИПИнефть». - Уфа, 2008. - 900 с.

15.Дьячук, И. А. Изучение процессов, происходящих при переформировании нефтяной залежи на заключительной стадии разработки [Текст]: дис. ... канд. техн. наук: 05.15.06: защищена 29.12.1997 / Дьячук Иван Алексеевич. - Уфа, 1997. - 237 с.

16. Ежова, А. В. Литология [Текст] / А. В. Ежова. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2009. - 336 с.

17. Жарков, А. М. Неантиклинальные ловушки углеводородов в нижнемеловой клиноформной толще Западной Сибири [Электронный ресурс] / А. М. Жарков // НТЖ «Геология нефти и газа». - 2001. - № 1. - Режим доступа: http://www.geolib.ru/OilGasGeo/2001/01/Stat/stat03.html.

18. Закиров, С. Н. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа [Текст] / С. Н. Закиров и др. // РАН, Институт проблем нефти и газа. - М., 2004.

- 520 с. - Библиогр.: с. 484-515. - 1000 экз. - ISBN 5-94688-027-6.

19. Закиров, С. Н. Процессы вытеснения в наклонных слоисто-неоднородных коллекторах [Текст] / С. Н. Закиров, А. Н. Шандрыгин, Нгуен Хыу Чунг // Институт проблем нефти и газа АН СССР. - М., 1991. - Препринт № 9.

20. Иванников, В. И. Возможный механизм миграции и аккумуляции нефти и газа в породах-коллекторах и ловушках [Текст] / В. И. Иванников // НТЖ «Геология нефти и газа». - 1995. - № 6. - С. 19-22.

21. Иващенко, А. Е. О возможности выделения сейсморазведкой литологических ловушек в неокомских отложениях севера Западной Сибири [Текст] / А. Е. Иващенко, Т. М. Онищук, A. JI. Наумов, В. Г. Смирнов // Геология и геофизика. - 1980. - № 12. -С.117-122.

22. Королев, В. А. Роль электроповерхностных явлений в механизмах вторичной миграции нефти [Электронный ресурс] / В. А. Королев, М. А. Некрасова, С. Л. Полищук // НТЖ «Геология нефти и газа». - 1997. - № 6. - Режим доступа: http://www.geolib.ru/OilGasGeo/1997/06/Stat/stat05.html.

23. Леворсен, А. И. Геология нефти и газа [Текст] / А. И. Леворсен. - М.: Мир, 1976. - 640 с.

24. Муслимов, P. X. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений [Текст]: в 2 т / P. X. Муслимов, Р. Г. Абдулмазитов,

Р. Б. Хисамов, Jl. М. Миронова, Н. С. Гатиятуллин, В. В. Ананьев, В. М. Смелков, Р. К. Тухватуллин, Б. В. Успенский, И. Н. Плотникова, Е. Д. Войтович; под ред. Р. X. Муслимова. - Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ, 2007. - Т. 1. - 316 е.; Т. 2. - 524 с.

25. Мустаева, Э. Р. Численный метод корреляции клиноформ для уточнения геологического строения пласта БВю'"2 [Текст] / Э. Р. Мустаева, Р. Г. Сарваретдинов, А. С. Грищенко и др. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009. -№ 10. - С. 33-37.

26. Наумов, А. Л. К методике реконструкции рельефа дна Западно-Сибирского раннемелового бассейна. Геология и геофизика [Текст] / А. Л. Наумов. - 1977. - № 10. -С. 38-47.

27. Наумов, А. Л. Об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья [Текст] / А. Л. Наумов, Т. М. Онищук, М. М. Биншток // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири: Межвуз. тематич. сборник. - Тюмень, 1977. - Вып. 64. - С. 39-46.

28. Нежданов, А. А. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек нефти и газа в Западной Сибири. Разведочная геофизика: обзор [Текст] / А. А. Нежданов; МГП «Геоинформарк». - М., 1992. - Ч. 1. - 99 с.

29. Нестеров, И.И. Критерии прогнозов нефтегазоносности [Текст] / И.И. Нестеров. - М.: Недра, 1969.-335 с.

30. Онищук, Т. М. Корреляция продуктивных пластов нижнего мела в Среднеобской НГО [Текст] / Т. М. Онищук, А. Л. Наумов, Л. А. Векслер // Геология нефти и газа. - 1977. -№6.-С. 32-37.

31. Отчет о результатах детальных сейсморазведочных работ MOB ОГТ-ЗД масштаба 1:25000, проведенных с/п 15/02-03 ОАО «Сибнефтегеофизика» в 2002-2003 годах на Западно-Усть-Балыкской площади [Текст] / ООО «Славнефть-НПЦ»; отв. исполнители: С. И. Шлёнкин, С. П. Тюнегин, В. И. Шлёнкин, И. Г. Бабинцев. - Тверь,

2004,- 119 с.

32. Отчёт о результатах детальных сейсморазведочных работ MOB ОГТ-ЗД масштаба 1:25000, проведенных с/п 15/03-04 ОАО «Сибнефтегеофизика» в 2003-2004 годах на Западно-Усть-БаЛыкской площади [Текст] / ООО «Славнефть-НПЦ»; отв. исполнители: С. И. Шлёнкин, С. П. Тюнегин, В. И. Шлёнкин, И. Г. Бабинцев. - Тверь,

2005.-97 с.

33. Отчёт о результатах детальных сейсморазведочных работ MOB ОГТ-ЗД масштаба 1:25000, проведённых с/п 15/05-06 ОАО «Сибнефтегеофизика» в 2005-2006 годах на Западно-Усть-Балыкской площади [Текст] / ООО «Славнефть-НПЦ»; отв. исполнители: С. И. Шлёнкин, С. П. Тюнегин, В. И. Шлёнкин, Л. В. Боброва. - Тверь, 2007.- 154 с.

34. Подсчет геологических и извлекаемых запасов нефти и растворенного газа Западно-Усть-Балыкского месторождения Нефтеюганского района Ханты-Мансийского

автономного округа - Югра по состоянию на 01.01.2008 г. [Текст] / ООО «НПП «Недра-Консалт»; отв. исполнители: Е. В. Ручкина, А. С. Прохошин. - Тюмень, 2008. - 358 с.

35. Проскурин, В. А. Опыт формирования оптимальной сетки скважин в пластах клиноформенного типа [Текст] / В. А. Проскурин, М. А. Виноходов, M. Н. Тайчинов, М. С. Антонов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. в рамках XXI Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть, Технологии - 2013 г. - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2013.-С. 76-77.

36. Проскурин, В. А. К вопросу эффективности использования многоствольных скважин для выработки запасов нефти в условиях пластов клиноформенного типа [Текст] /

B. А. Проскурин, С. Д. Глебов, M. Н. Тайчинов, М. С. Антонов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2013. - № 6. - С. 7-9.

37. Проскурин, В. А. Оценка успешности применения многоствольных скважин для дренирования запасов нефти пласта БСю Западно-Усть-Балыкского месторождения [Текст] / В. А. Проскурин, С. Д. Глебов, С. М. Ишкинов, M. Н. Тайчинов, М. С. Антонов, И. А. Магзянов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. в рамках XXI Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть, Технологии -2013 г. - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2013. - С. 68-70.

38. Руководство пользователя Tempest MORE 7.0 [Текст] / Roxar. - 1999-2013.

39. Сметанин, А. Б. Особенности построения трехмерных геологических моделей в клиноформных отложениях на примере залежи горизонта БС10_2-3 Тевлинско-Русскинского месторождения [Электронный ресурс] / А. Б. Сметанин, В. Г. Щергин, Е. А. Щергина, К. Г. Скачек, А. Н. Шайхутдинов, Ю. А. Осерская // Вестник недропользователя / ХМАО. - 2009. - № 21. - Режим доступа: http://www.oilnews.ni/21-21.

40. Создание геологической модели и подсчет геологических запасов нефти, растворенного и свободного газа Южно-Тарасовского месторождения Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области по состоянию на 1.10.2003 г. [Текст] / В. М. Мельников, Т. В. Ташланова, Г. В. Таужнянский и др. // ООО «Геойлбент», ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз». - ЯНАО, 2003 (5 книг, 155 графических приложений).

41. Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи со слоистым строением продуктивной толщи [Текст]: а.с. 1351230 СССР / И. С. Закиров, Г. В. Пантелеев,

C. Н. Закиров (СССР). - Заявл. 14.11.1985.

42. Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи со слоистым строением продуктивной толщи [Текст]: а.с. 1403700 СССР / И. С. Закиров, Г. В. Пантелеев, С. Н. Закиров (СССР). - Заявл. 01.04.1986.

43. Способ разработки нефтегазоконденсатных залежей со слоистым строением продуктивной толщи [Текст]: а.с. 1572086 СССР / И. С. Закиров, Б. М. Палатник, Д. А. Дубровский (СССР). - Заявл. 31.08.1988.

44. Способ разработки нефтегазоконденсатных залежей [Текст]: а.с. 1554456 СССР / И. С. Закиров, Д. А. Дубровский, Б. М. Палатник (СССР). - Заявл. 22.03.1988.

45. Тайчинов, М. Н. Выделение видов локальных составляющих пород клиноформного типа нефтегазоносных пластов на примере месторождений Западной Сибири [Текст] / М. Н. Тайчинов, М. С. Антонов, Р. X. Гильманова, А. М. Тупицин, А. А. Махмутов // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». -2013. -№ 7.-С. 28-30.

46. Тайчинов, М. Н. К вопросу влияния гравитационных сил на выработку запасов нефти наклонных пластов и пластов клиноформного типа [Текст] / М. Н. Тайчинов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2013. - № 8. - С. 14-17.

47. Халимов, Э. М. Вторичная разработка нефтяных месторождений [Текст] / Э. М. Халимов, Е. В. Лозин, Н. Н. Лисовский, Г. X. Габитов. - М.: Недра, 2006. - 362 с. - 600 экз. - ISBN 5-88953-111-5.

48. Хисамутдинов, Н. И. Исследование оптимального размещения нагнетательных скважин в наклонном пласте с учетом частичного разгазирования [Текст] / Н. И. Хисамутдинов, И. В. Владимиров, Р. Г. Сарваретдинов, А. С. Грищенко, С. Л. Рыжов // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений».-М.: ВНИИОЭНГ, 2010.-№ 1.-С. 34-38.

49. Хисамутдинов, Н. И. Методы оптимального размещения скважин в системе ППД в наклонном пласте (клиноформах) с поддержанием пластового давления выше давления насыщения нефти газом [Текст] / Н. И. Хисамутдинов, И. В. Владимиров, Ю. В. Михеев, А. С. Грищенко // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ. - 2010. - № 1. - С.20-33.

50. Хисамутдинов, Н. И. Исследование и разработка оптимальных критериев оценки выделения переходных зон Южно-Тарасовского месторождения с целью достижения максимального КИН [Текст] / Н. И. Хисамутдинов // ООО «Геойлбент». - Уфа, 2007. -276 с.

51. Шпильман, В. И. Перерывы при формировании неокомских клиноформ в Западной Сибири [Текст] / В. И. Шпильман, Г. П. Мясникова, Л. Л. Трусов // Геология нефти и газа, - 1993,-№6. -С. 2-5.

52. Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти [Текст]: учебник для вузов / В. И. Щуров. - М.: Недра, 1983. - 510 с. - ISBN 978-5-903034-51-2.