Особенности геологического строения и нефтеносность продуктивных горизонтов

  Введение

В условиях эксплуатации нефтяных месторождений ОАО «Татнефть», характеризующихся структурой остаточных запасов нефти с преобладающей долей  трудноизвлекаемых в карбонатных и низкопроницаемых терригенных коллекторах, водонефтяных и высокообводненных зонах, с высоковязкой нефтью, стабилизация и наращивание добычи нефти требуют непрерывного совершенствования технологий разработки залежей на всех его этапах.

На фоне ухудшения структуры запасов наблюдается снижение среднего дебита нефти, что оказывает решающее влияние на экономические показатели разработки нефтяных месторождений и предопределяет необходимость применения различных физико-химических и физических методов воздействия на призабойные зоны скважин.

Несмотря на разнообразие методов увеличения нефтеизвлечения пластов, на практике не существует универсального набора геолого-технологических мероприятий для широкого диапазона горно-геологических условий, стадий разработки нефтяных месторождений. В связи с этим испытываются и внедряются как известные, так и новые или усовершенствованные методы увеличения нефтеизвлечения. При этом практический и научный интерес представляет обоснование комплекса геолого-технических мероприятий для интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти, малопродуктивных месторождений, имеющих высокую степень геологической неоднородности [93].

Важное значение приобретает исследование проблемы повышения эффективности разработки и увеличения коэффициента извлечения нефти по малопродуктивным месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами. Решение этих проблем во многом определяется накопленным опытом и выявлением особенностей разработки залежей нефти, находящихся длительное время в разработке. Увеличение доли трудноизвлекаемых запасов низкопроницаемых коллекторов и залежей высоковязких нефтей сопровождается снижением вытесняющей способности рабочих агентов, используемых при традиционных технологиях. Это вызывает необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи, обеспечивающих более высокий потенциал вытеснения нефти, чем традиционные методы разработки. Увеличение доли запасов со сложной геолого-физической и фильтрационной характеристикой неоднородных продуктивных отложений (слоистая неоднородность, трещиноватость, прерывистость, высокая вязкость нефти др.) предопределило развитие работ по увеличению охвата вытеснением.

При анализе состояния разработки нефтяных месторождений требуется непрерывная оценка реакции эксплуатационного объекта на различные геолого-технические мероприятия. Необходимо определить главные критерии устойчивого функционирования системы разработки месторождений нефти, удовлетворяющие требованию – эффективность любого короткого периода разработки должна благоприятно влиять на последующий процесс разработки.

Как правило, целесообразность применения комплекса технологий в части стимуляции дебитов, водоизоляции с целью сохранения темпов отбора не вызывает сомнения ввиду единственности разработанных методов для коллекторов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти.

Однако текущая экономическая ситуация всегда находится в противоречии с потребностями в проведении опережающих геолого-технических мероприятий (ГТМ) долговременного действия. Положение еще более обостряется для малопродуктивных месторождений, разбросанных на большой территории, тем, что они находятся в начальной стадии обустройства, без системы заводнения и развитой системы нефтесбора.

Следовательно, главной мерой оценки эффективности выбранной системы разработки является рентабельность разработки нефтяного месторождения в пределах выделенных частей и в целом. Задача повышения эффективности системы разработки и интенсификации выработки запасов залежей высоковязкой нефти решается на основе применения комплекса технологий воздействия на пласт при непрерывной оценке экономически рентабельных пределов эксплуатации залежи нефти.

Новые технологические решения основаны на использовании сложного оборудования и нетрадиционных материалов. Адресное применение как имеющихся, так и вновь разрабатываемых технологий повышения нефтеотдачи, а также комплексное сочетание гидродинамических, физико-химических и иных технологий позволит обеспечить высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и стабилизировать уровень добычи нефти в стране на долгие годы.

В последнее время большое внимание уделяется ускоренному вводу в разработку нетрадиционных источников углеводородного сырья. На территории Татарстана имеются большие запасы тяжелых нефтей и природных битумов, являющихся одним из важнейших перспективных источников углеводородного сырья и классифицируемых для налогообложения (НДПИ) как сверхвязкие нефти. Эти запасы сосредоточены на сравнительно небольшой глубине, однако относятся к трудноизвлекаемым. Тяжелые нефти характеризуются плотностью более 901 кг/м3, высокой вязкостью, которая повышается по мере увеличения плотности, низким водородо-углеродным отношением, а также значительным содержанием серы, асфальтенов и тяжелых металлов. Эти факторы усложняют проблему добычи, однако объем их запасов заслуживает того, чтобы исследовать задачи по совершенствованию существующих и созданию новых способов извлечения.

В настоящее время рентабельная разработка месторождений высоковязких и сверхвязких нефтей является достаточно сложной проблемой, которая, учитывая величину геологических запасов этой категории нефтей, широкий диапазон пластовых условий их залегания и трудность добычи, требует проведения научно-исследовательских и опытных работ. Необходимо создание комплекса методов и технологий добычи высоковязких и сверхвязких нефтей за счет внедрения принципиально новых высокоэффективных систем разработки с применением современных технологий, что снизит риск получения неудовлетворительных результатов и связанных с этим экономических потерь при внедрении.

На территории Республики Татарстан проводятся опытно-промышленные работы по отработке скважинного способа добычи на двух залежах сверхвязкой нефти – Мордово-Кармальском и Ашальчинском с целью определения оптимальных систем разработки.

Учитывая ресурсную базу большинства разрабатываемых месторождений страны и опыт старейшего региона нефтедобычи, каким является Урало-Поволжье (рост доли низкопроницаемых и трудноизвлекаемых запасов, поздняя стадия разработки и т.д.), становится очевидным, что на современном этапе развития нефтяной промышленности крайне необходимо научно-методическое обоснование выбора и применения методов повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов и конкретных геолого-физических условий залегания нефти и применяемой системы разработки (воздействия).

Глава 1. Особенности геологического строения и нефтеносность продуктивных горизонтов

1.1. Общая геологическая характеристика, тектоническое строение нефтеносность территории Республики Татарстан

В геологическом строении месторождений Республики Татарстан принимают участие породы кристаллического фундамента и осадочные образования девонской, каменноугольной, пермской, неогеновой четвертичной систем. Изучением геологического строения Западного склона Южно-Татарского свода и Мелекесской впадины в течение многих лет занимались исследователи ТатНИПИ, , КГУ, ГАНК им. И. М. Губкина, ТГРУ ОАО «» и др. [11, 51, 65, 66, 91].

На основании вышеупомянутых работ рассмотрено геологическое строение территорий ЗС ЮТС и восточного борта МВ, приуроченных к ней малопродуктивных месторождений с детализацией особенностей, необходимых для обоснования повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов комплексом технологий воздействия на пласт.

В пределах рассматриваемой части Татарстана по поверхности кристаллического фундамента и осадочной толще палеозоя основными элементами являются структуры первого порядка:  Южно-Татарский свод (западный склон) и Мелекесская впадина.

Восточный борт Мелекесской впадины имеет ясно выраженное  ступенчатое строение и осложнен структурами типа валов. Наиболее крупным поднятием является Нурлатский вал, связанный с дизъюнктивными нарушениями фундамента. Отмечается также структуры облекания древних локальных выступов фундамента ( Эштебенькинский, Сотниковский и др.). В целом в терригенной толще девона преобладают малоамплитудные локальные поднятия. Среди них выделяются такие элементы второго порядка, как структурные террасы на западном сколне Южно-Татарского свода-Акташско-Ново-Елховская, Черемешано-Ямашинская и Ульяновская и в пределах восточного борта Мелекесской впадины – Кадеевско-Енорусскинская, Асубаево-Эштебенькинская, Нурлатская, Вишнево-Полянская и др.

По отложениям верхнего девона и нижнего карбона структурный план на значительной части рассматриваемой территории осложнен влиянием внутриформационных прогибов Камско-Кинельской системы, представляющей сочленение основных Усть-Черемшанского, Нижне-Камского, Актаныш-Чишминского и множество более мелких ответвлений. К западу от Южного купола Татарского свода через Ново-Елховский вал, ограниченный Алтунино-Шунакским и Кузайкинским прогибами, выделяются структурные террасы в пределах западного склона ЮТС и восточного борта Мелекесской впадины, ступенчато погружающиеся в направлении Усть-Черемшанского прогиба Мелекесской впадины. Западный склон ЮТС (ЗЮ ЮТС) отделен от восточного Мелекесской впадины Баганинским прогибом. Террасы в свою очередь осложнены небольшими по размерам амплитудными поднятиями, сгруппированными, как правило, в с зоны  простирания, контролирующие залежи нефти в отложениях девона, нижнего и среднего карбона и залежи сверхвязкой нефти (природных битумов) в терригенных коллекторах шешминского горизонта уфимского яруса.

 Все  месторождения, расположенные в  пределах ЗЮ ЮТС и восточного  борта МВ относятся к типу  сложно-построенных многопластовых  и многозалежных. В пределах рассматриваемой  территории располагаются 36 месторождений  нефти, из которых 25 введены в  промышленную разработку, а 11 месторождений  нефти находятся в опытно-промышленной  разработке ( в т.ч. два месторождения  сверхвязкой нефти). Расположение  месторождений показано на обзорной  карте.

(рис. 1.1).Тектоническая схема палеозойского структурного этажа

На рассматриваемой территории по характеру развития врезов выделяются зона площадного размыва (Аксубаевская палеовзвышанность), зоны руслового и локального. Рельеф верейских слоев в общих чертах соответствует структурным планам как карбонатного девона и нижнего карбона, так и вышележащим маркирующим горизонтам нижней перми.

В пределах рассматриваемой территории наиболее древ образованиями, вскрытыми на глубинах 1976 и 2013 м при бурении СКВ. 16, 62 Нурлатского месторождения, являются гранитно-гнейсовые породы кристаллического фундамента.

1.2. Геолого-промысловая характеристика, нефтеносность продуктивных горизонтов

В пределах ЗС ЮТС и восточного борта Мелекесской впадины нефтеносные горизонты девонских и каменноугольных отложений объединяются в четыре крупных этажа, в пределах которых по литолого-фациальной характеристике выделяется 6 нефтегазоносных комплексов: живетско-франский терригенный (1), франско-турнейский карбонатный (2), терригенный нижний карбон (3), окско-башкирский карбонатный (4), верейский терригенно-карбонатный (5), каширско-гжельский карбонатный (6). На рассматриваемой территории комплексы отделены друг от друга почти повсеместно выдержанными глинистыми и глинисто-карбонатными породами тиманско-саргаевского. елховско-радаевского, тульско-алексинского, верейского возрастов. К регионально нефтеносным могут быть отнесены пашийский и тиманский горизонты терригенной толщи верхнего девона, карбонатно-терригенные отложения турнейского яруса и бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона, а также башкирского яруса, верейского горизонта и каширские карбонатные образования среднего карбона.

Месторождения нефти на территории ЗС ЮТС и МВ относятся к типу сложнопостроенных, многопластовых и многозалежных. Залежи нефти контролируются небольшими структурами положительного знака сложной конфигурации. По величине запасов могут быть отнесены к категории мелких.

Структурные планы продуктивных отложений карбона соответствуют структурным планам карбонатного девона и несколько смещены относительно структурных планов терригенного девона.

Залежи нефти имеют сложное геологическое строение, высокую неоднородность нефтевмещающих пород по площади и разрезу. Контуры нефтеносности нижнего и среднего карбона практически совпадают в плане. Этажи нефтеносности залежей в карбонатных коллекторах изменяются от 5 до 78 и более метров, в терригенных коллекторах от единиц до 27 метров.

Карбонатные породы среднего, нижнего карбона и девона представлены несколькими структурно-генетическими разностями известняков, доломитами. Нефтевмещающие породы по своим ФЕС относятся к типу трещинно-поровых, кавернозно-порово-трещинных и порово-трещинно-кавернозных коллекторов.

Терригенные нефтевмещающие породы нижнего карбона и девона представлены песчано-алевролитовыми образованиями и относятся к коллекторам порового типа. Тип строения ловушек массивный, массивно-слоистый и пластово-сводовый. Ловушки характеризуются сложным геологическим строением, высокой неоднородностью нефтевмещающих пород по площади и разрезу.

Структурные планы отложений терригенного девона несколько смещены относительно структурных планов верхних продуктивных горизонтов, соответственно смещены и площади нефтеносности. По своим ФЕС карбонатные породы-коллекторы относятся к классу средне- и низкоемких, среднепроницаемых, терригенные коллекторы – к классу средне- и высокоемких, средне- и высокопроницаемых.

Нефтеносность отложений пашийского горизонта установлена лишь на Кутушском месторождении. В разрезе горизонта нефтеносный пласт представлен преимущественно светло-серыми кварцевыми песчаниками и алевролитами, реже аргиллитами. Нефтенасыщенная толщина пласта 3,1 м, пористость – 0,22, нефтенасыщенность 0,78, проницаемость – 0,196 мкм2.

В северной части рассматриваемой территории пласт (До) тиманского горизонта лежит на размытой поверхности пашийского горизонта. Нефтеносность отложений горизонта установлена на трех месторождениях – Ивашкино-Мало-Сульчинском, Нурлатском и Кутушском. В разрезе тиманского горизонта выделяется два песчано-алевролитовых пласта Д0 – б и Д0 – в, с которыми связаны залежи нефти. Нефтенасыщенная толщина пласта 1,5-4,4 м. Коэффициент расчлененности равен 2,3-4,0; песчанистости 0,68. Пористость изменяется от 0,20 до 0,23. Нефтенасыщенность и проницаемость изменяются в пределах соответственно 0,73-0,81; 0,179-0,250 мкм2. Залежи пластовые, сводовые.