Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вплив тріщинуватості порід-колекторів на характер нафтогазоносності локальних структур долинського нафтопромислового району

Автореферат

дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата геологічних наук

Загальна характеристика роботи

Актуальність проблеми. Забезпеченість України паливно-енергетичними ресурсами - одне з головних завдань національної економіки, без розв'язання якого неможливе успішне здійснення соціальних, економічних і науково-технічних програм. Однією з найважливіших проблем сучасного етапу розвитку паливно-енергетичного комплексу держави є доопошукування, дорозвідка та ефективна розробка нафтових родовищ в старих, добре освоєних регіонах. У цьому відношенні важливість проблеми тріщинуватості порід-колекторів та її вплив на нафтогазоносність локальних структур набуває особливої актуальності.

Зараз поклади нафти і газу в тріщинних колекторах зустрічаються в різних геотектонічних умовах, у відкладах осадового чохла різного віку і відіграють значну роль при оцінці їх ємнісно-фільтраційних властивостей. Такі родовища розробляються практично в усіх регіонах світу, серед яких Ірак, Іран, Кувейт, Сирія, Алжир, Марокко, Канада, Росія, США, Україна, Грузія, Венесуела тощо. Прикладом можуть служити такі родовища, як: Самгорі (Грузія), в якому видобуток нафти здійснювався в основному з ділянок структур, які характеризуються підвищеною тріщинуватістю порід; Льовкінське родовище Краснодарського краю (Росія), (яке можна вважати аналогом нафтових родовищ Долинського району), нафтоносність продуктивного горизонту якого пов'язана з широко розвиненою тріщинуватістю порід; родовище Гільбертаун (США), в якому тріщинуватість зумовлює високі властивості порід-колекторів.

Розглядаючи особливості розробки нафтових родовищ та експлуатації свердловин Карпатського регіону, багато дослідників часто відзначає, що на ділянках, які характеризуються тектонічною порушеністю і дробленням спостерігається збільшення припливів і приймальності флюїдів у свердловинах. Однак цілеспрямованих досліджень з цього питання на родовищах Долинського нафтопромислового району практично не проводилось.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Обраний напрям досліджень є складовою частиною бюджетної теми «Дослідження корисних копалин України» кафедри геології та розвідки нафтових та газових родовищ Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу. Одночасно вона є складовою частиною держбюджетної теми Д-7-Ф науково-дослідного інституту нафтогазових технологій ІФНТУНГ «Дослідження зон геодинамічних напруг Карпатського регіону та їх вплив на ємнісно-фільтраційні показники гірничих порід, умови формування нафтових і газових родовищ та їх розробку».

Мета і задачі досліджень. Визначити вплив тріщинуватості порід-колекторів на характер нафтоносності і розробки локальних структур та на збільшення припливів нафти у видобувних свердловинах і приймальності агентів витіснення в нагнітальних свердловинах.

Для досягнення даної мети в роботі розглядаються і вирішуються наступні задачі:

- уточнюється структурно-тектонічна будова нафтогазових родовищ Долинського нафтопромислового району;

- досліджуються особливості тріщинуватості порід-колекторів і наявність відкритих тріщин на глибинах залягання продуктивних товщ;

- виявляються зони підвищеної тріщинуватості (флюїдопровідності) продуктивних горизонтів;

- з'ясовуються особливості припливів флюїдів у свердловинах, розташованих в зонах розвитку найбільшої тріщинуватості порід-колекторів;

- встановлюється характер взаємозв'язку між тріщинуватістю продуктивних горизонтів та нафтоносністю локальних структур.

Об'єкт дослідження. Геологічна будова, нафтогазоносність і тріщинуватість порід-колекторів палеогенових відкладів нафтових родовищ Долинського нафтопромислового району.

Предмет дослідження. Вплив тріщинуватості гірських порід на формування і розробку нафтогазових родовищ в складних умовах їх геологічної будови.

Методи дослідження: при виконанні роботи використовувались геотектонічні методи встановлення розривних порушень нафтогазових структур, умови утворення в них розкритих і залікованих тріщин, гідродинамічні та геофізичні методи дослідження продуктивності свердловин, петрографічні методи вивчення природи, морфології і нафтонасиченості тріщин з використанням шліфів керну та математичною обробкою одержаних результатів.

Фактичним матеріалом послужили фондові та опубліковані геолого-геофізичні матеріали з геологічної будови, нафтоносності та розробки родовищ Долинського нафтопромислового району, а також результати власних досліджень взірців керну та шліфів з метою оцінки характеру тріщинуватості гірських порід. Роботи проведено під час навчання в очній аспірантурі при кафедрі геології та розвідки нафтових і газових родовищ ІФНТУНГ.

Наукова новизна одержаних результатів. До найважливіших наукових результатів дисертації необхідно віднести:

- теоретичне та експериментальне обґрунтування наявності ефективних відкритих тріщин з розкриттям 100 мкм (макротріщин) в продуктивних горизонтах родовищ Долинського нафтопромислового району;

- виділення зон підвищеної тріщинуватості (флюїдопровідності) продуктивних горизонтів у межах локальних структур родовищ району;

- доведену зумовленість надзвичайно високої продуктивності свердловин широким розвитком тріщинуватості продуктивних горизонтів;

- встановлену наявність порово-тріщинного колектора, що зумовлює переважну концентрацію запасів вуглеводнів на ділянках, які прилягають до тектонічних порушень і особливо їх взаємопересічень, а також згинів продуктивних горизонтів.

Основні положення, які захищаються.

1. На глибинах (2-3 км) залягання основних продуктивних нафтових горизонтів родовищ Долинського нафтопромислового району наявні ефективні відкриті тріщини, з розкритістю понад 100 мк, які є основними шляхами міграції флюїдів;

2. Свердловини, які розкрили тріщинно-поровий колектор, є більш продуктивними (в 3-4 рази), ніж свердловини, які розкрили поровий колектор;

3. Наявність порово-тріщинного колектора зумовлює переважаючу концентрацію запасів вуглеводнів на ділянках, які розташовані в межах тектонічних порушень, їх взаємоперетинів та згинів продуктивних горизонтів в склепінних частинах складок.

Практичне значення одержаних результатів. Результати досліджень впливу тріщинуватості гірських порід на характер розподілу запасів вуглеводнів сприяють підвищенню ефективності розробки нафтових родовищ, а також їх дорозвідки та подальшого ведення пошуково-розвідувальних робіт у Передкарпатському прогині.

Особистий внесок здобувача. Здобувачем вперше встановлено особливості взаємозв'язку між тріщинуватістю продуктивних горизонтів і характером зосередження запасів нафти у покладах; уточнено структурно-тектонічну будову родовищ Долинського нафтопромислового району; проведено дослідження тріщинуватості 300 зразків кернів та 600 шліфів під мікроскопом; встановлено наявність тріщин з розкриттям понад 100 мкм на глибинах 2-3 км залягання продуктивних горизонтів; змодельовано карти накопиченого видобутку нафти з метою подальшої дорозвідки та розробки родовищ.

Результати проведених досліджень та їх наукові результати опубліковано здобувачем самостійно або в спільних працях і звітах з науково-дослідних робіт.

Апробація результатів дисертації. Основні положення дисертаційної роботи доповідались на науково-технічних конференціях професорсько-викладацького складу (Івано-Франківськ, 1998, 1999, 2000, 2001), на 5-й Міжнародній конференції «Нафта-Газ України-98» (Полтава, 1998); на Третій Міжнародній конференції студентів, аспірантів і молодих вчених ім. академіка М.А. Усова «Проблемы геологии и освоение недр» (Томск, 1999); науковій конференції «Теоретичні та прикладні проблеми нафтогазової геології та промислової геофізики (Київ, 2000), на 6-й Міжнародній конференції «Нафта-Газ України-2000» (Івано-Франківськ, 2000), на Міжнародній конференції «Умови формування покладів і родовищ нафти і газу» (Чернігів, 2001)

Публікації. Автору належать 20 опублікованих праць, з яких 12 опубліковані по темі дисертації; зокрема 4 праці опубліковані в журналах, рекомендованих ВАК України, і 8 тез науково-технічних конференцій.

Обсяг і структура роботи. Дисертаційна робота складається із вступу, 5 розділів, висновків та рекомендацій і містить 188 сторінок машинописного тексту, 40 рисунків, 21 таблиці і 4 додатків. Список використаної літератури включає 115 найменувань.

Автор висловлює щиру подяку викладачам кафедри геології та розвідки нафтових і газових родовищ Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу за сприяння, допомогу та підтримку у виконанні дисертації: доктору геолого-мінералогічних наук, професору Н.Н. Гуньці, доктору геолого-мінералогічних наук, професору О.О. Орлову, кандидатам геолого-мінералогічних наук, доцентам М.В. Ляху, Л.С. Мончаку, кандидатам геологічних наук В.Г. Омельченку, О.М. Трубенку, кандидату геолого-мінералогічних наук, провідному науковому співробітнику Г.О. Жученко, доценту О.Є. Лозинському.

Автор висловлює щиру подяку науковому керівникові доктору геолого-мінералогічних наук, завідувачу кафедри геології та розвідки нафтових і газових родовищ, професору Б.Й. Маєвському за керівництво, постійну увагу та цінні поради при виконанні дисертаційної роботи.

Основний зміст

колектор свердловина нафтоносний

Стан вивчення проблеми тріщинуватості порід-колекторів у характері нафтоносності локальних структур

Широкий розвиток тріщинуватості гірських порід нафтогазоносних регіонів постійно привертав увагу геологів-нафтовиків. Особливо це стосувалось визначення ролі тріщин в процесах міграції нафти і газу, формуванні родовищ та розробки покладів. Ця проблема досить складна і багатогранна, а тому їй присвячено значну кількість наукових праць. Однак, до цього часу не існує єдиної точки зору щодо впливу тріщинуватості гірських порід на формування ємності колекторів та її ролі в процесах фільтрації флюїдів.

Відповідно наявний на сьогодні науково-технічний (теоретичний) матеріал, практично по всіх регіонах світу, відображає результати досліджень цієї проблеми у різних аспектах. Особливий вклад у вивчення цієї проблеми внесли такі відомі вітчизняні та зарубіжні вчені як К. Ангерман, К.Б. Аширов, К. Богданович, Г.Ю. Бойко, М.Х. Булач, С. Вишинський, Є. Віденкевич, О.С. Вялов, М.В. Гзовський, І. Гемпель, В.В. Глушко, Н.Н. Гунька, П.К. Гурба, В.М. Добринін, Г.Н. Доленко, Т.В. Дорофеєва, Ю.П. Желтов, В.В. Колодій, Р.С. Копистянський, Ф.І. Котяхов, І.М. Кухтін, М.Р. Ладиженський, В.П. Лінецький, Б.Й. Маєвський, С. Ольшевський, О.О. Орлов, Ф. Посепний, А. Пфафф, М.В. Рац, Е.С. Ромм, Б. Свідерський, К. Толвінський, А.А. Ханін, С.І. Шишигін, С. Яскульський та інші.

Особлива увага приділена аналізу вивчення тріщинних колекторів нафти і газу родовищ Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, що призвело до простеження серед дослідників двох часто протилежних напрямків щодо оцінки ролі тріщиноватості колекторів у формуванні та розробці нафтогазових родовищ. Прихильники одного напрямку; серед яких такі відомі вчені як К. Ангерман, Г.Ю. Бойко, В.М. Бортницька, Є. Віндакевич, І. Гемпель, П.К. Гурба, Г.Н. Доленко, М.Р. Ладиженьський, В.П. Лінецький, Р.С. Копистянський,

Б.Й. Маєвський та інші, досліджуючи родовища Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, вважали, що лише різним ступенем тріщинуватості продуктивних горизонтів можна пояснити різкі зміни продуктивності свердловин у межах окремих структур. Основним доказом ролі тріщинуватості порід вважалось, що в окремих свердловинах одержано припливи нафти у сотні тонн на добу з колекторів, які за лабораторними дослідженнями мали незначну проникність і пористість.

Інша ж група дослідників, серед яких В.П. Василечко, С. Вишинський, М.Р. Ковальчук, І. Кухтін, Л.С. Мончак, П.П. Пісоцький, вважала, що тріщини, які спостерігаються у відслоненнях і рідше у кернах не можуть відігравати провідної ролі при розробці родовищ, а високі дебіти свердловин є результатом значної ефективної товщини пластів та значних депресій на пласт.

Проведений аналіз теоретичних, експериментакльних і практичних робіт, присвячених вивченню впливу тріщинуватості гірських порід на формування ємності колекторів та її ролі в процесах фільтрації флюїдів, став основою для формування мети роботи і основних задача досліджень.

Особливості геологічної будови та розробки родовищ Долинського нафтопромислового району

Внутрішня зона Передкарпатського прогину представлена флішовою товщею певного літолого-фаціального комплексу порід, який розділений по вертикалі на окремі яруси поверхи, насуви з однотипним послідовним перешаруванням різновікових осадків. В її межах розвинена лінійна складчастість, яка витягнута паралельно до Карпатського простягання. Складки асиметричні, перекинуті на північний-схід, насунуті одна на одну і розбиті поперечними та поздовжніми тектонічними порушеннями на окремі блоки, які переважно зміщені один відносно одного. Нафтогазоносність у цій зоні прогину пов'язана з флішовими відкладами палеогену.

Характерною особливістю розміщення нафтогазових родовищ є їх приуроченість до місць перетину глибинних диз'юнктивів. З ними пов'язані найбільші родовища прогину, у яких нафтогазоносність охоплює значний стратиграфічний діапазон. До таких родовищ відносяться - Долинське і Північнодолинське, які пов'язані з місцем перетину Передкарпатського і Краковецько-Верховинського глибинних розломів.

Проведено аналіз розробки основних покладів родовищ району і на підставі наявного геологічного матеріалу та виконаних відповідних структурних побудов у межах менілітового та еоценового покладів Долинського нафтового родовища нами встановлено ряд нових поздовжних та поперечних тектонічних порушень, які раніше не виділялись, але мають суттєвий вплив на характер розробки покладів нафти і газу.

Вплив геодинамічного розвитку Карпатського регіону на характер тріщинуватості порід-колекторів

Існування геодинамічного поля напружень зумовлює значний вплив на формування мікро - та макротріщин в масивах гірських порід і відповідно покращення фільтраційних властивостей порід-колекторів. Існування цього поля у межах прогину доведено як спостереженнями у природних об'єктах, так експериментальними дослідженнями. Свідченням їх прояву є широке розповсюдження надгідростатичних пластових тисків у родовищах прогину.

В розділі розглянуто геодинаміку Карпатського регіону в альпійську епоху тектоногенезу та проведено оцінку його впливу на колекторські властивості гірських порід.

Вплив тектоногенезу на колекторські властивості гірських порід оцінювався порівнянням фізичних властивостей порід одного і того ж віку, які залягають приблизно на однакових глибинах, але на ділянках, що в різній мірі зазнали дії процесів складкоутворення.

Вивченням фізичних властивостей порід-колекторів родовищ Долинського нафтопромислового району встановлено, що кращими колекторськими властивостями характеризуються піщано-алевритові породи у свердловинах, які розміщені в прирозломних зонах, місцях антиклінальних перегинів, на круто нахилених крилах складок у порівнянні з аналогічними породами свердловин, які розташовані на ділянках родовища з порівняно спокійною тектонічною будовою.

Дослідження тріщинуватості гірських порід та визначення її впливу на колекторські властивості родовищ району

Відповідними розрахунками, теоретично встановлено можливість існування ефективних відкритих макротріщин з розкриттям близько 100 мкм на глибинах (2,5-3 км) залягання продуктивних горизонтів. Виходячи із рівняння стискання тріщинного колектора (В.М. Добринін, 1970) визначаємо можливість існування відкритих тріщин

(1)

де - середня напруга в гірькій породі, МПа; Р_пл - пластовий тиск, МПа; Е - модуль Юнга; - коефіцієнт Пуасона; b - максимальна розкритість тріщин, мкм; l - протяжність тріщин, м.

Для того, щоб існували відкриті тріщини необхідне виконання умови, коли права частина рівнянння буде більше або рівна лівій. Відповідно враховуючи середні пружно-механічні властивості пісковиків Е=610⁴МПа; =0,3; (Котяхов Ф.І., 1981), визначемо можливість існування ефективних відкритих тріщин у пісковиках на глибинах продуктивних горизонтів родовищ Долинського нафтопромислового району. Беручи до уваги те, що ефективна напруга на глибині 3 км складає близько 30 МПа, то очевидно

(2)

З наведеного видно, що при розкритті тріщин порядка 100 мкм їх протяжність сягатиме 0,10 метра. Це підтверджено проведеними нами інструментальним дослідженням тріщинуватості порід-колекторів у шліфах.

Дослідження тріщинуватості порід-колекторів лабораторними методами. Незначне винесення керну з глибоких свердловин родовищ Долинського нафтопромислового району (50-60%) значно знизило можливість дослідження їх тріщинуватості. Дослідженнями кернового матеріалу встановлено, що взірці гірських порід характеризують слаботріщинуваті породи з доброю пористістю і досить низькою проникністю, з якими неможливо пов'язати високі початкові дебіти свердловин. Значна ж тріщинуватість гірських порід спостерігається переважно у кернах із свердловин №№40, 301, 304, 505 (глибинах 2000-2500 м), які розташовані в місцях трасування тектонічних порушень.

Крім того, дослідженнями близько 600 шліфів, встановлено широкий розвиток численних тріщин в породах продуктивних горизонтів нафтогазових родовищ. Проведено вивчення їх морфологічних особливостей, зроблено кількісну оцінку параметрів тріщинуватості, встановлено генезис і характер розподілу в породах різних літологічних типів.

На основі проведених досліджень серед значної кількості тріщин в колекторах нафтопромислового району нами виділено три основні їх різновидності: а) тріщини, заповнені мінеральною речовиною (кальцитом, ангідритом); б) частково відкриті тріщини; в) відкриті тріщини.

Серед відкритих тріщин часто зустрічаються: 1) лінзовидні тріщини з шириною до 0,06 мм і довжиною 3-5 мм, які не мають важливого значення для фільтрації флюїду; 2) тріщини, що розміщені перпендикулярно до нашарування порід і витримані по ширині з розкриттям від 0,02 до 0,1 мм і довжиною 2-6 мм; 3) поодинокі тріщини, а інколи системи тріщин, які спостерігаються по нашаруванню порід деколи з`єднюються між собою вертикальними тріщинами з розкриттям 100 мкм і більше.

У тих випадках, коли розкриття тріщин сягає 0,1 мм і більше, на стінках тріщин часто спостерігаються примазки бурої органічної речовини (бітуму) (свердловини №14 - Спас; №82 - Північна Долина та інші).

Проведені дослідження тріщинуватості гірських порід у шліфах, дало нам можливість виділити п'ять генетичних типів тріщин: 1) найбільш давні, які заповнені мінеральною речовиною (кальцитом, гіпсом); 2) тріщини, які заповнені кальцитом і пересікають тріщини першої генерації; 3) частково відкриті, що пересікаються тріщинами заповненими мінеральною речовиною; 4) відкриті тріщини, які розсікають тріщини інших генерацій; 5) відкриті тріщини, частково або повністю заповнені бітумом (М.І. Манюк, Б.Й. Маєвський, 2000).

Встановлення тріщинуватості порід-колекторів розрахунково-промисловими гідродинамічними методами. Дослідженнями продуктивності свердловин Долинського родовища встановлено, що при пористій проникності пласта та відповідних нафтонасичених товщинах і депресіях, розрахункові дебіти високопродуктивних свердловин не відповідають фактичним, і нижчі від них в три, а інколи і в чотири рази. Одночасно проведені нами розрахунки за умов тріщинувато-порового колектора (В.С. Бойко, 1998) вказують на чітке співпадіння розрахованих та фактичних дебітів високопродуктивних свердловин.

Аналіз індикаторних кривих експлуатаційних свердловин менілітового покладу Долинського нафтового родовища та їх інтерпретація показали, що із зростанням депресії на пласт дебіти свердловин №№40, 301, 302, 304, 308, 525 знижувались при стабільному газовому факторі. Причому вказані свердловини розташовані вздовж трасування тектонічних порушень. У цих же свердловинах після 1,5-2 років експлуатації при зростанні депресії на пласт всього на 1,5-2 МПа, індикаторна крива набуває випуклої форми по відношенню до осі дебітів. Такий її характер, як показали результати досліджень (К.М. Донцов, Б.Т. Боярчук, 1984; А.Т. Горбунов, 1983), обумовлені силами деформації колектора.

Наявність тріщин в продуктивному розрізі Долинського родовища підтверджується також геолого-промисловими спостереженнями за роботою нагнітальних свердловин. Враховуючи, що в межах вигодсько-бистрицького покладу немає суттєвої різниці у гранулометричному складі колекторів вигодських відкладів, то значну приймальність нагнітальних свердловин №№554, 555, 265, 283, 510, 605 яка характеризується увігненням індикаторних ліній до осі витрат води, слід в першу чергу пов'язувати із проявами тріщинуватості продуктивних горизонтів (Гунька Н.Н., 1975).

Наявність широко розкритих тріщин у туфітовому горизонті (верхньоменілітова підсвіта) на родовищі Ріпне відзначалось Ф.І. Котяховим ще у 1959 році при фотографуванні стінок необсаджених свердловин. Враховуючи те, що Ріпнянська складка є південно-східним продовженням Спаської і схожість геологічної будови цих родовищ, а також незначну віддаленість одне від одного та однаковий літолого-петрографічний склад туфітів, можна вважати, що параметри тріщинуватості, визначені на вище згаданому родовищі є характерними і для Спаського родовища.

Проведені нами дослідження фізико-механічних властивостей порід-колекторів з продуктивних інтервалів свердловин №№27, 40, 309, 302-Долина, які визначались за даними геофізичних досліджень свердловин і лабораторних аналізів керну з урахуванням видобутку нафти із цих свердловин підтвердили, що в ряді випадків припливи нафти промислового значення отримано з інтервалів, які за результатами дослідження кернового матеріалу і геофізики характеризуються настільки низькими ємнісно-фільтраційними властивостями колекторів, що не можуть навіть забезпечити припливу нафти до вибоїв свердловин. Прикладом може служити свердловина №27-Долина. Відповідно до знятої термограми при роботі свердловини інтервали припливу розподілились наступним чином: інтервал 1740-1750 м - 30 м³/д; 1788-1796 м - 50 м³/д; 1810-1820 м - 60 м³/д; 1838-1845 м - 110 м³/д. В літологічному відношенні ці інтервали представлені пісковиками, алевролітами та аргілітами пористість яких згідно з лабораторними дослідженнями кернового матеріалу складав 3,1-6,7% при значенні проникності меньше 1 мкм². Звичайно із таких колекторів з відповідними значеннями фільтраційно-ємнісних параметрів не можна отримати промислового дебіту значення. Однак, як показали проведені нами дослідження, саме ці пласти виявились високопродуктивними.

Наявність відкритих тріщин також в значній мірі впливає на характер накопиченого видобутку нафти. Саме тільки завдяки тріщинуватості продуктивних горизонтів (А.П. Канюга та ін., 1985) можна пояснити, що зони пониженої проникності відкладів можуть ефективно дренуватися свердловинами суміжних зон з підвищеною проникністю, що зумовлює високі сумарні відбори нафти із цих зон. Аналіз відповідних значень гідропровідності у свердловинах менілітового покладу Долинського та еоценового покладу Північнодолинського родовищ, дозволив нам виділити найбільш проникні ділянки покладів відповідних родовищ, які відповідають максимальним значенням продуктивності свердловин (М.І. Манюк, Б.Й. Маєвський, 1999).

Вплив тріщинуватості порід-колекторів на характер нафтоносності локальних структур Долинського нафтопромислового району

В межах досліджуваного району виявлено досить не рівномірний розподіл виявлених ресурсів вуглеводнів. Основні запаси нафти (близько 70-75%) пов'язані з Долинським і Північнодолинським родовищами. При цьому об'єм нафти видобутої із окремих горизонтів цих родовищ, як вказують виконані підрахунки запасів останніх років ЦНДЛ ВАТ «Укрнафта» та іншими науково-дослідними організаціями, значно більший від ефективного об'єму пористого середовища.

Особливості впливу тріщинуватості порід-колекторів на нафтоносність локальних структур Долинського родовища. Найбільшими запасами нафти і газу відзначається вигодсько-бистрицький та менілітовий поклади. Вигодсько-бистрицький поклад родовища характеризувався значними та стабільними дебітами свердловин. Більшість високодебітних свердловини відзначались відносно пологими кривими падіння продуктивності. Проте на цих же ділянках у деяких свердловинах, які мають практично однакові нафтонасичену товщину, глибину залягання, інтервал експлуатації і вступили в експлуатацію майже одночасно, відрізняються величинами дебітів в 2-4 рази.

З метою дослідження характеру такої зміни, а також продуктивності свердловин вигодсько-бистрицького покладу і виявлення особливостей впливу тріщинуватості на характер його нафтоносності, нами складено карту інтегрального видобутку в ізолініях. Відповідно до виконаних побудов максимальна концентрація запасів нафти цього покладу співпадає з місцями трасування поздовжніх тектонічних порушень.

Аналіз розташування високопродуктивних свердловин еоценового покладу Долинського родовища показав, що всі вони групуються не хаотично, а знаходяться на окремих полях вздовж місць трасування тектонічних порушень. В якості прикладу можна навести свердловини №№519, 509, 510, 116, 118, 538, 59, 215, 222, 506 та інші, в яких початкові дебіти нафти складали відповідно 175, 130, 183, 138, 186, 159, 127, 157, 250 і 270 т/д.

Менілітова товща, як свідчать дослідження численних зразків керну, відзначається значною тріщинуватістю, наявністю перем'ятих порід і дзеркал ковзання. В процесі буріння свердловин в менілітових відкладів часто спостерігалися «провали інструменту» на 2-3 метри. Характерним прикадом є провал інструменту в інтервалі 1766-1768 м у свердловині №1, після чого почалось викидання значної кількості нафти і відкрите фонтанування.

Побудована карта інтегрального видобутку нафти цього покладу доказує приуроченість максимальних концентрацій запасів нафти до місць трасування та взаємоперетинів тектонічних порушень. Початкові дебіти нафти високопродуктивних свердловин №№18, 308, 302, 525, 301, 107, 40, 309, 120, 27, які групуються вздовж тектонічних порушень, відповідно складали 250, 132, 180, 110, 152, 140, 100,5, 170, 250 і 140 т/д; В цьому зв'язку саме ці свердловини характеризуються значним накопиченим видобуток нафти.

Співставлення карт інтегрального видобутку нафти із менілітових та еоценових відкладів, вказує на практично ідентичне співпадання найпродуктивніших їх частин.

Наявність підвищеної тріщинуватості порід у фронтальній частині Долинської складки зумовило інтенсивну вертикальну міграцію парогазоконденсатної суміші, що сприяло утворенню в приповерхневих умовах незначних скупчень світлої нафти на невеликих глибинах у воротищенських відкладах.

Особливості впливу тріщинуватості порід-колекторів на нафтоносність локальних структур Північнодолинського родовища. Відкрита пористість піщаних порід вигодських відкладів еоценового покладу, який є основним об'єктом розробки (за даними В.К. Сельського, М.А. Николаєнка, 1983), змінюється таким чином, що зони з максимальними товщинами продуктивної товщі характеризуються мінімальною відкритою пористістю (менше 10) і, навпаки, в сторону зменшення товщини піщаних відкладів, пористість зростає. Максимальні товщини вигодських відкладів спостерігаються в приосьовій частині структури із характерною низькою пористістю, однак із значною проникністю, яка в окремих випадках сягає 110мкм² (свердловина №104). Звичайно, що таку значну проникність відкладів в склепінній частині структури, при досить низькій відкритій пористості, можна пояснити лишень максимальним розвитком тріщинуватості в продуктивних горизонтах. Свердловини №№102, 101, 8, 99, 104, що розкрили дані відклади в склепінній частині структури вздовж місць трасування тектонічних порушень, є високопродуктивними. Початкові дебіти по них сягали 300 т/д (свердловина №104). Відповідно до карти інтегрального видобутку нафти, максимальна концентрація запасів вуглеводнів пов'язана саме з цими ділянками покладу.

Особливості впливу тріщинуватості порід-колекторів на нафтоносність локальних Струтинського родовища. Менілітовий поклад є основним об'єктом розробки родовища, який забезпечує 85% поточного річного видобутку нафти, з яких близько 89% початкових видобувних запасів нафти пов'язані з нижньоменілітовими відкладами.

Найбільш висока продуктивність свердловин і максимальна концетрація запасів нафти, згідно з побудованою картою інтегрального видобутку нафти, спостерігаються в склепінній частині структури вздовж трасування тектонічних порушень. На родовищі налічується 9 свердловин (№№6, 63, 22, 43, 41, 51, 52, 60, 95), сумарний видобуток нафти з кожної з яких перевищує 100 тис. тонн., всі вони групуються не хаотично, а знаходяться на окремих полях вздовж місць трасування тектонічних порушень. Для інших 34 свердловин накопичений видобуток нафти не перевищує 10-40 тис. тонн, а ще в 15 ледве перевищує 1 тис. тонн.

Особливості впливу тріщинуватості порід-колекторів на нафтоносність локальних структур Спаського родовища. Відповідно до побудованої нами карти інтегрального видобутку нафти максимальні концентрації запасів простежуються вздовж місць трасування тектонічних порушень. Саме в зонах максимального розвитку тектонічної тріщинуватості порід-колекторів розташовані високопродуктивні свердловини №№10, 44, 4, 47, 1, 30-Спас. Вони характеризуються значним накопиченим видобутком нафти, що складає понад 100 тис. тонн у кожній. В той же час у переважній більшості свердловин накопичений видобуток не перевищує 50 тисяч тонн. Проведеними петрографічними та фізико-механічними дослідженнями 46 зразків керну, тільки для 6 зразків пористість становить більше 7 і в 40 зразках горизонту гранулярні колектори відсутні.

Висновки

У дисертації теоретично узагальнено задачі актуальної наукової проблеми в області геології нафти і газу, пов'язані з впливом тріщинуватості порід-колекторів на характер нафтогазоносності локальних структур і припливів флюїдів у свердловинах на прикладі родовищ Долинського нафтопромислового району.

На підставі теоретичних і експериментальних досліджень, узагальнення та аналізу численних геолого-геофізичних і літературних матеріалів, а також відповідних математичних розрахунків доведено можливість існування ефективних відкритих макротріщин з розкриттям до 100 мкм (макротріщин) на глибинах (2,5-3 км) залягання продуктивних горизонтів родовищ Долинського нафтопромислового району, які є основними шляхами міграції флюїдів.

Проведеним детальним аналізом характеристик початкових параметрів продуктивностей свердловин і гідропровідності пластів, а також відповідних графічних побудов для еоцеонового та менілітового покладів Долинського та еоценового покладу Північнодолинського родовищ встановлено, що зони підвищеної тріщинуватості (флюїдопровідності) в межах окремих локальних структур родовищ району просторово пов'язані із зонами розвитку тектонічних порушень, що в ряді випадків зумовлює надзвичайно високу продуктивність свердловин.

Дослідженням особливостей впливу тріщинуватості порід-колекторів на характер нафтогазоносності локальних структур встановлено, що порово-тріщинний колектор зумовлює переважаючу концентрацію запасів вуглеводнів на ділянках, які безпосередньо прилягають до тектонічних порушень і особливо до їх взаємопересічень, а також згинів продуктивних горизонтів в склепінних частинах складок.

Практичне значення проведених робіт полягає в наступному:

високі дебіти свердловин і відповідно значний інтегральний видобуток нафти є наслідком закономірного розподілу тріщинуватості порід-колекторів та поширенням порово-тріщинного колектора.

На цих особливостях базуються пропозиції щодо утримання від будівництва нагнітальних свердловин у зонах підвищеної тріщинуватості продуктивних горизонтів та буріння сітки видобувних свердловин на ділянках які зумовлюють переважаючу концентрацію запасів вуглеводнів і безпосередньо прилягають до тектонічних порушень їх взаємопересічень, а також згинів продуктивних горизонтів в склепінних частинах складок.

Отримані результати в комплексі з аналізом заходів по підвищенню нафтовилучення, які проводились на родовищах в процесі їх розробки, слід покласти в основу проектів дорозробки на пізній стадії експлатації.

- перспективним напр'ямком ефективного доопошукування, дорозвідки та розробки нафтових родовищ як в Передкарпатті так і в інших нафтоносних регіонах слід вважати зони тріщинуватості локальних структур як один з основних показників диференціації характеристик колекторських властивостей порід і відповідно їх нафтогазоносності.

Основні роботи, опубліковані за темою дисертації

Дослідження впливу тектонічної тріщинуватості продуктивних горизонтів Долинського нафтового родовища на характер продуктивності свердловин/ Маєвський Б.Й, Бойко Г.Ю., Манюк М.І., Ляху М.В., Храбатинко І.В. // Розвідка і розробка нафтових і газових родовищ. - 1997. - №34 (том1) - С. 149-156.

Особливості взаємозв'язку між тектонічною тріщинуватістю продуктивних горизонтів і характером питомих відборів нафти в межах Бориславського нафтогазопромислового району/Маєвський Б.Й, Бойко Г.Ю., Ляху М.В., Манюк М.І. // Розвідка і розробка нафтових і газових родовищ. - 1998. - Вип.35 (Т.1). - С. 127-134.

Манюк М.І., Маєвський Б.Й. Виділення зон підвищеної проникності відкладів за даними початкових продуктивних характеристик свердловин // Розвідка і розробка нафтових і газових родовищ. - 1999. - №36 (том1). - С. 12-21.

Б.Й. Маєвський, Г.Ю. Бойко, М.І. Манюк Тектонічна тріщинуватість та продуктивність нафтоносних горизонтів родовищ Долинського нафтопромислового району // Геологія і геохімія горючих копалин. - 2000. - №2. - С. 41-49.

5. Б.Й. Маєвський, М.І. Манюк, І.В. Храбатинко, В.Р. Хомин Вплив тектонічної тріщинуватості на характер нафтоносності та продуктивності свердловин на родовищах Передкарпаття // Теоретичні та прикладні проблеми нафтогазової геології та промислової геофізики/ Збірник наукових праць. 24-25 лютого 2000 року, Київ, 2000. - С. 110-118.

6. Маєвський Б.Й., Манюк М.І., Ляху М.В. Вплив зон геодинамічного розвитку Карпат на ємнісно-фільтраційні властивості продуктивних товщ // Тези наук.-техн. конф. професорсько-викладацького складу університету нафти і газу. - Івано-Франківськ: ІФДТУНГ, 1998. - С. 126.

Маєвський Б.Й., Ляху М.В., Манюк М.І. Вплив зон розвитку геодинамічних напруг на концентрацію запасів нафти та особливості розробки газонафтових покладів Передкарпаття // Нафта і газ, Збірник наукових праць. матеріали 5^ї міжнародної конференції «Нафта і газ України-98», Полтава 15-17 вересня Унга, 1998 - Т.1 - С. 330-331.

8. Маєвський Б.Й., Манюк М.І., О.П. Гайванюк. Вплив тектонічної тріщинуватості на характер продуктивності свердловин Спаського нафтового родовища // Тези наук.-техн. конф. проф.-викладацького складу університету нафти і газу.-Івано-Франківськ: ІФДТУНГ, 1999. - С. 153.

9. Манюк М.И. Влияние зон развития геодинамических напряжений на характер удельных отборов нефти из продуктивных горизонтов Бориславского месторождения // Материалы докладов Третьей Международной научной конф. студентов, аспирантов и молодых ученых им. академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» - Томск: Изд-во НТЛ. - 1999 - С. 243-244.

10. Маєвський Б.Й., Манюк М.І. Аналіз індикаторних ліній експлуатаційних свердловин менілітового покладу Долинського нафтового родовища // Тези наук.-техн. конф. професорсько-викладацького складу університету нафти і газу. - Івано-Франківськ: ІФДТУНГ. - 2000. - С 143.

11. Б.Й. Маєвський, М.І. Манюк, Храбатинко І.В. Щодо прогнозування ділянок з найбільшими концентраціями запасів вуглеводнів у Карпатському регіоні // Тези наук.-техн. конф. професорсько-викладацького складу університету нафти і газу. - Івано-Франківськ: ІФДТУНГ. - 2001. - С. 147.

Размещено на Allbest.ru