Перспективы нефтегазоносности нижнекаменноугольных отложений Клёновско-Иловлинской ступени (Волгоградская область) по результатам комплексного геологического моделирования

Актуальность работы. Невосполнение добычи нефти адекватными приростами запасов является глобальной мировой проблемой (на 4 млрд т годовой добычи нефти приходится 1 млрд т прироста её запасов). В России большинство крупных нефтегазодобывающих районов характеризуются значительной реализацией потенциальных ресурсов и как следствие этого падающей добычей. Альтернативой убывающим ресурсам таких районов является, наряду с открытием новых нефтегазоносных районов, ещё не раскрытые и не реализованные ресурсы «старых» и новых разрабатываемых месторождений. Особенно актуальна проблема восполнения сырьевой базы нефтяной отрасли для Волгоградской области, где доля «старых» месторождений достигает 90%, отсюда ежегодная добыча нефти (около 4 млн т) не компенсируется достаточным приростом запасов (около 1 млн т). На примере этого региона показано, что «скрытые» ресурсы дополнительного прироста запасов и добычи нефти разрабатываемых месторождений сопоставимы с текущими приростами запасов открываемых месторождений, на подготовленных методами сейсморазведки структурах. При этом вовлечение нераскрытых по разным причинам ресурсов старых месторождений предпочтительнее по следующим показателям: по себестоимости (беспрецендентно малозатратное), по эффективности (максимальная), по времени ввода в эксплуатацию (минимальное — находятся непосредственно в районах с развитой инфраструктурой нефтегазодобычи), по величине прироста запасов нефти (сопоставимы или превышают приросты за счёт поисков в новых районах).

Динамика изменения запасов нефти и газа по месторождениям Волгоградской области свидетельствует о значительной доле разрабатываемых месторождений в объёме их общего прироста. В разные годы, в результате уточнения" геологического строения, изменились запасы подавляющей части месторождений. Детализация и уточнение запасов является обычной практикой сопровождения процесса разработки. Анализ фактических данных разработки, рост изученности месторождения нередко приводят к принципиально новым представлениям о его геологическом строении, наращиванию ресурсов и дополнительной добыче.

Использование в практических целях теоретических и методических результатов исследования вопросов формирования залежей углеводородов (УВ), комплексная переинтерпретация геолого-геофизических материалов на современных технологическом и научном уровнях, позволяют уточнить геологическое строение в различной степени истощённых месторождений. В результате в старых нефтегазоносных районах, к которым относится Волгоградская область, выявляются резервы для восполнения сырьевой базы, стабилизации и роста добычи нефти.

Диссертационная работа выполнена на примере ряда месторождений Волгоградской области с привлечением опыта «старых» нефтегазоносных районов России и мира.

Цель работы. Разработка нового направления ГРР по обеспечению дополнительных прироста и добычи нефти, базирующегося на комплексном компьютерном моделировании геологического строения разрабатываемых месторождений Нижнего Поволжья.

Задачи исследований.

1. Анализ мирового и отечественного опытов восполнения запасов различных категорий в старых нефтегазодобывающих районах.

2. Анализ состояния сырьевой базы района исследования.

3. Разработка методических приёмов изучения геологического строения находящихся на разных стадиях разработки месторождений на основе переобработки и переинтерпретации геолого-геофизических материалов на современных технологическом и научном уровнях.

4. Изучение роли дизъюнктивных нарушений в формировании ловушек и залежей нефти и газа.

5. Комплексный анализ геологического строения района с целью прогноза структурных элементов различного порядка (структурный, геоморфологический, литологический, промыслово-геофизический и др. факторы).

6. Уточнение геологического строения установленных и прогноз новых нефтяных залежей с оценкой запасов УВ сырья на основе трёхмерного моделирования.

7. Разработка нового высокоэффективного направления ГРР в регионе.

Научная новизна. Разработана концепция комплексного геологического моделирования старых месторождений Нижнего Поволжья с целью укрепления их сырьевой базы. При этом достигнуты следующие научные результаты:

— впервые выделен протяжённый Клёновский вал (KB) — структурный элемент III порядкапоказано его разломно-блоковое строение с обоснованием амплитуды и морфологии дизъюнктивных нарушений и отдельных блоков;

— созданы постоянно-действующие цифровые трёхмерные геологические модели установленных и прогнозируемых залежей KB;

— восстановлена история развития KB и раскрыты особенности условий формирования в его пределах залежей нефти в песчаниках бобриковского горизонта;

— установлены разнофакторные признаки разрывных нарушений, их морфология и флюидопроводящая способность.

Выделено и обосновано низкозатратное, высокоэффективное направление ГРР на основе созданной методики доизучения разрабатываемых месторождений с целью расширения их промышленной нефтеносности.

Практическая ценность и реализация работы. Проведённые исследования являются частью реализуемой ОАО «ЛУКОЙЛ» программы комплексной переоценки своих месторождений на основе создания их постоянно действующих геолого-гидродинамических моделей, в том числе числящихся на балансе ООО «ЛУКОЙЛ — Нижневолжскнефть» .

Результаты исследований использовались при подсчёте запасов, а также составлении проектов и схем доразработки месторождений. Полученные данные рассматривались также при подготовке предложений к программе поисково-разведочных работ на лицензионных участках ООО «ЛУКОЙЛНижневолжскнефть» Волгоградской области.

Основные защищаемые положения.

1. Концепция комплексного моделирования месторождений старых нефтедобывающих районов — как резерв восполнения их сырьевой базы.

2. Разломно-блоковая модель строения выделенного протяжённого Клёновского вала.

3. Трёхмерные геологические модели нефтяных залежей и перспективных объектов Клёновского вала для решения вопросов их доразведки и доразработки.

Апробация работы и публикации. Основные положения работы докладывались на заседаниях Учёного Совета ООО «ЛУКОЙЛВолгоградНИПИморнефть», кафедры «Геология и геохимия горючих ископаемых» Саратовского государственного университета, кафедры «Геология нефти и газа» Ростовского госуниверситета, на научно-практических: «Геологи XXI века» (Саратов, 2000, 2001, 2002), «Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного федеральных округов на 2005 и последующие годы» (Саратов, 2004 г.), «Использование ресурсов нефтяных месторождений на поздней стадии разработки» (Волгоград, 2005 г.) и международных: «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, 2005 г.), «Геомодель-2005» (Геленджик, 2005 г.) конференциях, а также на VI ежегодном конкурсе работ молодых учёных и специалистов ОАО «ЛУКОЙЛ» (Волгоград, 2005 г.).

Результаты исследований автора отражены в 6 коллективных научно-исследовательских отчётах ив 15 публикациях, из которых Ъ тезисы докладов, 2 статьи в центральных специализированных журналах, 1 статья в региональном специализированном журнале и 4 статьи в научно-тематических сборниках.

Фактический материал и личный вклад. При подготовке диссертации использованы результаты собственных и коллективных исследований, а также фактические материалы различных производственных организаций отрасли. Проанализированы и учтены раннее опубликованные работы по данной проблеме, фондовые материалы ООО «ВолгоградНИПИморнефть» и ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» .

При непосредственном участии автора уточнены геологические модели и история формирования залежей нефти в песчаниках бобриковского горизонта Клёновского вала (KB), Чухонастовско-Липовской антиклинальной зоны и Сергеевско-Левчуновской цепи поднятий в Волгоградской области по данным более 130 структурных, поисковых и эксплуатационных скважин. Проведены структурно-геоморфологические и аэрокосмогеологические исследования в пределах объектов KB и Клёновско — Иловлинской ступени в целом. Построена постоянно действующая цифровая геологическая модель известных и прогнозируемых залежей в пределах КВ.

Структура и объём диссертации. Работа состоит из введения, 5 глав и заключениясодержит 155 страниц машинописного текста, 9 таблиц, 39 рисунков. Библиография включает 113 наименований.

Выводы:

1. Впервые созданы цифровые трехмерные геологические модели Алексеевского месторождения с использованием программного комплекса IRAP RMS Roxar (структурные карты по продуктивным отложениям бобриковского, кизиловского, черепетского и малевского горизонтовкарты толщин, каркас геологической модели, распределение коллекторов, пористости, нефтенасыщенности и удельных запасов, приходящихся на 1 м эффективной толщины).

2. Установлено разломно-блоковое строение месторождения. К северну и к югу от сброса широтного простирания обособились два самостоятельных антиклинальных поднятия: Апексеевское (северный блок) и Южно-Апексеевское (южный блок).

3. Раскрыто геологическое строение и уточнен характер нефтегазоносности доказанной бурением части Алексеевской структуры в пределах ее северного и южного блоков.

4. Исходя из результатов анализа молекулярного состава нефтей в скважинах 1, 2, 3 и расшифровки условий формирования залежей УВ следует:

• Нефтяные залежи Алексеевского и Южно-Апексеевского поднятий отличаются по молекулярному составу нефтей;

• Апексеевское и Южно-Алексеевское поднятия контролируют залежи двух обособленных месторождений;

• Суммарный объем резервуаров и количество УВ залежей Южно-Алексеевского поднятия существенно превосходит аналогичные показатели залежей Алексеевского поднятия. 5. Рекомендуется доизучение Южно-Алексеевской брахиантиклинальной складки и приуроченных к ней залежей путем бурения первоочередной поисковой скважины 8 Алексеевской в 500 м к югу от скважины 1 Алексеевская.

5.3.2. Инзырейское месторождение Тимано — Печорской НГП.

Иизырейское месторождение в административном отношении расположено в южной части Ненецкого автономного округа Архангельской области, в 150 км юго-восточнее г. Нарьян-Мар. В разрезе месторождения выявлены три залежи нефти: «D2» (песчаники живетского яруса среднего девона), «D3fi» (песчаники джъерского горизонта нижнефранского подъяруса верхнего девона), «D3 src» (рифогенные карбонатные отложения сирачойского горизонта верхнего девона) [71].

По рассматриваемой в статье залежи «D3 src» ранее принятые (ГКЗ) представления о геологическом строении органогенной постройки базировались на данных интерпретации сейсмических исследований МОГТ-2D и бурения одной продуктивной скважины 253.

За прошедшее время на месторождении проведены: детальная сейсморазведка MOIT-3D (СК «Петро Альянс»), пробурены эксплуатационные скважины 400, 404 («D3 src»), создана первая цифровая трёхмерная геологическая модель залежи с использованием программного комплекса IRAP RMS («Roxar»). В результате представлены принципиально новые схема строения и история развития сирачойского рифа (рисунок 5.3.2.1).

В тектоническом отношении рассматриваемый объект приурочен к центральной части Колвинского мегавала протяжённостью 300 км и шириной 30−40 км при амплитуде 900 м и к его структурному элементу — Харьягинскому валу. Последний имеет двучленное строение, обусловленное существованием двух органогенных построек (район скважины 27 и район скважин 253, 400, 404), образующих цепочку субширотного простирания. Своим зарождением они обязаны тектоническому уступу, образовавшемуся в преддоманиковое время на месте долгоживущей впадины. Как самостоятельные поднятия они выражены по кровле сирачойских отложений, в то время, как по всем нижним горизонтам осадочного чехла — здесь тектоническая ступень, а по верхним — северная переклиналь Харьягинского вала.

Для создания геологической модели верхнефранских отложений по сейсмическим данным использовались данные геофизических исследований скважин (ГИС) всех имеющихся скважин, данные вертикального сейсмического профилирования (В СП), сейсмический куб данных. Анализировался временной интервал в 250−300 мс между опорными отражающими горизонтами (ОГ) Illsr (подошва доманиковых отложений) и IIIev-lv (стратиграфическая кровля верхнего франа). Вся толща послойно расчленена на 9 одновозрастных, но разнофациальных пачек. В последних выделены четыре пачки пород, которые участвуют в формировании рассматриваемой органогенной постройки.

Выделенные пачки обладают наилучшими коллекторскими свойствами. При этом кровля коллекторов приурочена к поверхности проницаемых пород пачек 2, 3, 5 сирачойского горизонта (рисунок 5.3.2.2).

В волновом поле кровлю карбонатной пачки 2 контролирует ОГ IIIsrci.2, прослеженный по положительной фазе на всей площади исследования. По картам временных толщин и сейсмических атрибутов в зоне распространения доманиковых органогенных построек и к северу от не&фиксируются аномалии сейсмической записи, связываемые с одиночными органогенными постройками раннесирачойского возраста. Постройки вскрыты скважинами 27 (Средне-Харьягинский риф), 253, 400, 404 (Инзырейский риф), генезис их определен на основании кернового материала. Накопление осадков второй пачки происходило в условиях мелководного рампа, способствующего образованию одиночных органогенных построек.

Пачка 3 охарактеризована керном в скважинах 27 и 253. Верхняя граница проводится по относительно более высоким значениям нейтронного и бокового каротажа. По керну это светло-серые сгустковато-комковатые, прослоями строматолитовые, строматопоровые известняки, сильно выщелоченные, кавернозные, а также серые и сильно кавернозные доломиты. Толщина пачки 53−71 м. Кровля 3 пачки контролируется ОГ IIIsrc2-i.

Породы 4 пачки формировались в условиях понижающегося уровня моря раннесирачойского трансгрессивно-регрессивного цикла, когда существовавшие ранее постройки и мелководный шельф были выведены на поверхность и редуцированы. Между одиночными органогенными сооружениями накапливаются глинисто-известковистые осадки (фации межрифового заполнения, продукты разрушения вершинных частей данных построек). Пачка 4, являющаяся толщей выполнения для одиночных построек (пачки 2 и 3), исчезает в кровельной части пачки 3. Пространство между разновозрастными рифовыми барьерами и к северу от раннесирачойского барьерного рифа представляет область распространения одновозрастных рифам областей распространения мелководношельфовых карбонатно-глинистых отложений.

Пачка 5 — высокоскоростной пласт с очень низкими значениями гамма-каротажа, высокими значениями электрических и нейтронного методов. Кровлю вышеописанной разнофациальной пачки 5 контролирует ОГ IIIsrc3i. Пачка с минимальными временными толщинами перекрывает раннесирачойские отложения в области барьерного рифа и его шельфовой части, имеет временную толщину в 50 60 мс в районе глубоководных отложений раннесирачойского рифообразования. На выступе, образованном доманиковыми и раннесирачойскими одиночными постройками трассируется наложенное органогенное образование более молодого среднесирачойского возрастаотражение IIIsrc3i фиксирует его поверхность. Наблюдаемые на временных разрезах волновые признаки характеризуют объект как риф барьерного типа.

Среднесирачойский барьерный риф имеет пологий северный и крутой южный склоны и формировался на границе мелководного и глубоководного шельфов. Указанная граница совпадает с цепочкой доманиковых и раннесирачойских одиночных построек.

Флюидоупором для залежи служит 60−70 м толща глинисто-карбонатных отложений нижней пачки инзырейской свиты (D3src-ev-lv).

Залежь «D3src» массивная, тектонически экранированная. Размеры залежи по контуру ВНК (минус 3335,7 м) составляют 3,5×3,25 км 2. Высота залежи сирачойского горизонта 120,8 м.

На основании атрибутного анализа по пачке 5 была выделена зона отсутствия коллекторских свойств, связанная с руслом межрифового канала, «берегами» которого служили близмеридиональные параллельные друг другу разрывные нарушения, контролирующие в свою очередь границу замещения коллектора. По данному межрифовому каналу, разделившему Инзырейское и Средне-Харьягинское месторождения с северо-запада на юг, юго-восток в глубоководную область транспортировался обломочный материал. Русло этого канала, заполненного терригенным глинистым и известковистым материалом, вскрыто скважиной 31 (рисунок 5.3.2.1).

Сброс, являющийся западной границей Инзырейского рифового массива в пласте «D3src», является также западным ограничением (полностью или частично) для нижезалегающих залежей «D2» и «D3fi».

Геологическая модель неоднородной сирачойской органогенной постройки представлена на рисунке 2, где отражены особенности её сложной истории и последовательность перекрытия барьерным субширотным рифом позднесирачойского возраста (пачка 5) семилукско-сирачойских одиночных построек (пачки 2 и 3).

Распределение коллекторских свойств и характер нефтенасыщения реализованы в трёхмерной модели в объёме залежи «D3src» (рисунки 5.3.2.3, 5.3.2.4).

Керн из сирачойских отложений отобран и исследован в продуктивных скважинах 253, 400, 404 и в законтурной скважине 254. Разрез сирачойских отложений представлен толщей известняков с массивными и пятнистыми текстурами, в разной степени доломитизированными, вторичными доломитами с реликтовыми водорослевыми структурами.

Рисунок 5.3.2.1 — Инзырейская (А) и Средне-Харьягинская (Б) органогенные постройкизона развития зарифовых фаций в межразломном пространстве (В) и структурная карта по кровле сирачойского рифа.

Зона развития зэрнфовых фаций.

Тектонические нарушения.

2, 3 — фации одиночных органогенных построек раннесирачойского возраста (биостромы);

4 -толща заполнения и зарифовые фации;

5 -фации барьерного рифа среднесирачойского возраста.

Рисунок 5.3.2,2 — Принципиальная схема развития различных литолого-фациальных пачек в разрезе Инзырейского рифа (с юга на север).

253 src.

Ш src.

Рисунок 5.3.2.3 — Распределение пористости по скважинам и в объеме залежи «D3src».

404 400 25j.

I Sll-145.7 jixAh-fSI 7 41.

С в.

— 3151).

— 32СЮ.

-.45D lull).

-.1350.

-.41Ю.

— Ш0.

1528 J157.6.

Рисунок 5.3.2.4 — Распределение нефтенасыхценности в объеме залежи.

D3src".

Среди включений прослеживаются кальцит, пирит, гипс, ангидрит. По всему разрезу наблюдается неравномерная трещиноватость, трещины в основном залечены кальцитом, ангидритом, доломитом, но встречаются и открытые.

Поры и каверны развиты практически по всему разрезу, нередко приурочены к выщелоченным органическим остаткам. Породообразующими организмами являются строматопороидеи, криноидеи, мшанки, брахиоподы, кораллы, остракоды, гастроподы, иглы морских ежей и обломки зелёных трубчатых водорослей. Органические остатки в разной степени перекристал изованы.

Особенностями отложений карбонатов сирачойского горизонта являются: сложный литологический состав, обусловленный присутствием в породах наряду с основными породообразующими известняками и доломитами также ангидритов, твёрдых битумов, пирита в виде прослоев, линз, вкраплений, заполнителей трещин, практически не поддающихся колличественному учётунеоднородная текстура породсложная структура порового пространства, обусловленная широким развитием вторичной пористости, представленной трещинами, кавернами и их разнообразным сочетанием.

По данным опробования скважин 253, 404, 400 и результатам интерпретации ГИС, ВНК по залежи сирачойского горизонта принят на отметке минус 3335,7 м (по подошве нижнего нефтенасыщенного интервала в скважине 404).

Средневзвешенные значения коэффициентов открытой пористости и нефтенасыщенности сирачойского коллектора составили соответственно 0,089 и 0,761 (по скважинам) и 0,088 и 0,759 (по объёму залежи) (рисунки 5.3.2.3, 5.3.2.4).

Уточнённая геологическая модель Инзырейского рифа, составленная с использованием программного комплекса IRAP RMS («Roxar»), позволила, таким образом, повысить достоверность и надёжность структурных построений и заново на качественно новом уровне обосновать подсчётные параметры и оценить с необходимой точностью запасы залежи «D3 src» [23].

5.4. Программа ГРР и оценка её экономической эффективности в пределах Клёновского вала.

Сеть трещин в каждом массиве обладает конкретными параметрами ориентировки, частоты, ширины и длины трещин. Прямые измерения этих параметров позволяют построить структурную модель сети трещин для отдельных ключевых точек массива и проследить изменение параметров от одной точки к другой по пространству массива. Модель, построенная по результатам прямых измерений геометрических параметров, позволяет решить многие практические и научные задачи. Однако прямые измерения трещин часто бывают невозможны из-за отсутствия обнажений, недостатка горных выработок или времени. Поэтому наряду с методами непосредственного измерения геометрии трещин развиваются методы дистанционного исследования трещиноватости, основанные на связях параметров трещин с различными свойствами массивов. Это методы опосредованной или косвенной оценки трещиноватости.

Наиболее распространённые косвенные методы определения трещиноватости в массиве основаны на измерениях поглощения воды или воздуха трещиноватым массивом и на измерении скорости упругих волн. Главное их достоинство — характеристика трещиноватости в глубине массива, недоступной для непосредственного наблюдения.

Обнаружение и прослеживание зон повышенной трещиноватости, определение направления систем трещин и пустотности массива выполняется сейсморазведочными, электроразведочными методами, методами эманационной и углекислотной съёмки и магнитометрии, применяемыми обязательно в комплексе с непосредственным измерением трещин в скважинах, горных выработках и на обнажениях. Наибольший эффект при изучении трещиноватых зон даёт комплексирование методов [93].

Для подтверждения разломно — блокового строения Клёновского вала и связанных с ним прогнозируемых залежей предлагается:

1. Переинтерпретация материалов ГИС с целью определения ВНК известных и прогнозируемых залежей на основе последних технологических достижений и использования новейшего программного обеспечения, исключающих ошибки интерпретатора.

2. Проведение ВСП в скв.70 и в скв.52, что позволит получить качественные ориентировочные оценки изменения трещиноватости по направлению и в плане (в радиусе до 250 м), т. е. оценить неоднородность и анизотропию массива, вызванные трещиноватостью.

3. Проведение эманационной и углекислогазовой съёмок, как наиболее дешёвых, но эффективных методов, позволяющих картировать аномалии в фоне, которые объясняются влиянием геодинамически активных зон, связанных с образованием тектонических нарушений.

Исходя из полученных результатов, возможно проведение детальных сейсморазведочных работ южнее скв. 9 и севернее скв.17 и скв.18, для картирования и уточнения параметров прогнозируемых блоков.

На заключительном этапе работы количественная оценка перспектив нефтегазоносности была дополнена геолого — экономической оценкой геологоразведочного этапа, выполненная в соответствии с методическим руководством 2000 г. и рекомендациями по количественным показателям (средние объём сейсморазведочных работ, коэффициент успешности) А. Ф. Шейкиной, А. В. Бочкарева, Ю. М. Львовского (2002 г.) [36,54,66].

С учетом принятых количественных показателей удельные затраты на поиски и оценку запасов нефти составят 77,5 руб./т по III блоку и 280,1 руб./т по IV блоку (таблица 5.4.1). Как видно из таблицы, удельные затраты по геолого — разведочным работам в пределах Клёновского вала существенно ниже чем в среднем по каменноугольно — пермскому нефтегазоносному комплексу, что связано с небольшой глубиной бурения и значительными.

Заключение

.

В процессе работы были получены следующие результаты:

1 .Подтверждена тектоническая природа экранирования между северной и южной залежами Клёновского месторождения.

2,Обоснован структурный элемент 3 порядка Клёновский вал, осложнённый поперечными дизъюнктивными нарушениями, делящими его на отдельные изолированные блоки.

3.Построена постоянно действующая цифровая геологическая модель известных и прогнозируемых залежей в его пределах. Подсчитаны их запасы.

4.В рамках разрабатываемого направления ГРР «обеспечение дополнительного прироста геологических и извлекаемых запасов и добычи нефти и газа в пределах разрабатываемых месторождений» рассмотрены возможности поднаправления по выявлению новых залежей за счёт создания уточнённых и принципиально новых трёхмерных геологических моделей разрабатываемых месторождений УВ и переоценки наименее изученной части их запасов категорий С1 и С2 .

В отдельные годы добыча по Клёновскому месторождению превышала 200 тыс. т нефти в год, что составляет более 5% суммарной годовой добычи за 2004 г. Высокие коллекторские свойства пород бобриковского горизонта (пористость >20%, проницаемость до 1 Дарси, КИН 0,65), необходимый комплекс обустройства для сбора и транспортировки нефти и газа, минимальные затраты на разведку (128 млн. т), величина суммарных извлекаемых ресурсов (2108 млн. т) делают открытие прогнозируемых месторождений крайне выгодным и высокорентабельным предприятием и открывают новые перспективы не только для района, но и для Волгоградской области в целом.