Геология и Геофизика Юга России

2221-3198

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Федеральный научный центр "Владикавказский научный центр Российской академии наук"

906

10.46698/VNC.2024.49.96.008

Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Оценка влияния тектонического фактора на формирование зон повышенной продуктивности нефтяных залежей в карбонатных отложениях нефтекумской свиты (на примере ВосточноБезводненского месторождения)

Черненко

К.И.

Северо-Кавказский федеральный университет, Россия, 355009, г. Ставрополь, пр-т Кулакова 16/1, корп. 16

30032024

1114126

2024

Геология и геофизика Юга России

Актуальность работы. Для повышения уровня добычи углеводородного сырья в общем балансе топливно-энергетического комплекса России важным фактором является обоснованная оценка и прогноз нефтегазоносности не только новых перспективных районов, но и вовлечение в промышленное освоение невыработанных остаточных запасов и пропущенных недоразведанных участков разрабатываемых месторождений в старых нефтегазодобывающих районах, в том числе и на Восточном Предкавказье. Объектом исследования являются залежи нефти в карбонатных трещинных отложениях нефтекумской свиты нижнего триаса Восточно-Безводненского месторождения, которое находится на завершающей стадии разработки. Данные залежи характеризуются геологической и технологической неоднородностью. Предлагаемые исследования станут необходимым шагом для отработки научно-методической основы выделения дополнительных объектов для доразработки углеводородов на примере Восточного Предкавказья и адаптации полученных результатов к их геологическим аналогам в пределах других нефтегазоносных провинций. Целью исследования является оценка влияния тектонического фактора на формирование зон повышенной продуктивности нефтяных залежей в карбонатных отложениях нефтекумской свиты на примере Восточно-Безводненского месторождения. Методы исследования. В ходе исследования применялись следующие методы: сбор, анализ, систематизация и обработка геолого-геофизических данных. Использовались также специализированные методы, такие как аэрокосмогеологический метод и комплексный анализ линеаментов и геолого-промысловых данных. Результаты работы. Выявлена высокая степень зависимости величины накопленной добычи нефти от индикаторов влияния тектонического фактора. Установлено, что доминирующим фактором формирования повышенной трещиноватости коллекторов нефти на исследуемом месторождении является тектонический. Полученные результаты позволят разработать новые индикаторы влияния тектонического фактора на продуктивность скважин, внедрить их в цифровые геологические модели в условиях дефицита данных о параметрах трещиноватости.

carbonate reservoirfracturingtectonic factorgeological and field modelinterpretation of satellite imagesnodes of lineamentszones of increased productivity

карбонатный коллектортрещиноватостьтектонический факторгеолого-промысловая модельдешифрирование космоснимковузлы линеаментовзоны повышенной продуктивности

Введение Значительное число нефтяных месторождений на российской территории находится на стадии падающей добычи или же закончено разработкой, существует острая необходимость в приросте углеводородного потенциала. По различным оценкам запасы углеводородов в карбонатных коллекторах достигают от 40 % до 60% от мировых [Мусин и др., 2013]. На Северном Кавказе одним из таких объектов являются нефтекумские отложения нижнетриасового возраста, которые входят в состав пермо-триасового нефтегазоносного комплекса. Исследованию этого объекта в последние годы посвящены работы [Томашев, 2012; Ульмасвай и др., 2013; Хасанов и др., 2020; Черненко и др., 2022; Попков В.И., Попков И.В., 2023а; Попков В.И., Попков И.В., 2023б]. Это один из основных объектов промышленной разработки Восточного Предкавказья. Для всех продуктивных пластов характерна геологическая и технологическая неоднородность. Восточно-Безводненское нефтяное месторождение приурочено к Величаевско-Максимокумской зоне нефтегазонакопления, которая находится в западной части Прикаспийской низменности. В административном отношении исследуемый объект расположен в восточной части Ставропольского края РФ на территории Нефтекумского района. Разработка месторождения начата в 1965 году. Нефтяные залежи в триасовых отложениях приурочены к среднему (Т2) и нижнему (Т1nf) триасу. Нефтекумская свита представлена доломитами и известняками с прослоями мергелей и аргиллитов. Коллекторы этих залежей относятся к трещинно-кавернозному и трещинному типам, имеют рифогенный генезис. Из основных залежей нефтекумских отложений Восточно-Безводненского месторождения всего 8 скважин отобрали 45 % всей накопленной добычи нефти, 13 скважин отобрали 35 %, остальные 28 скважин – оставшиеся 20 %, причем все скважины расположены преимущественно на максимальных нефтенасыщенных толщинах. Это говорит о сложности геологического строения залежей, что в значительной степени затрудняет их разработку. Факторы, влияющие на интенсивность трещиноватости, и как следствие, продуктивность, до настоящего времени не в полной мере установлены. Общеизвестно, что определяющим продуктивность в карбонатных коллекторах, является тектонический фактор. Однако, недостаточно исследований, позволяющих количественно охарактеризовать степень его влияния. Разработка индикаторов влияния тектонического фактора на интенсивность трещиноватости, и как следствие, повышение продуктивности скважин, позволяет повысить качество, информативность и достоверность доразведки и разработки залежей углеводородов. Это определяет актуальность обозначенной проблемы и имеет огромную научную значимость. Материалы и методы исследований Для оценки влияния тектонического фактора на формирование зон повышенной продуктивности нефтяных залежей в карбонатных отложениях нефтекумской свиты выполнен сбор, анализ, систематизация и обобщение геолого-промысловой и геофизической информации о накопленной добыче нефти и данных по разработке более 55 глубоких скважин. Автором для проведения линеаментного анализа были отдешифрированы и интерпретированы космические снимки Восточного Предкавказья регионального и локального уровней генерализации видимого и инфракрасного спектров. Существуют многочисленные работы российских и зарубежных исследователей, посвященные изучению факторов формирования трещиноватости в горных породах, в том числе в карбонатных коллекторах. Трещиноватость, которая в целом определяет продуктивность залежей углеводородов в карбонатных отложениях, может быть исследована следующими группами методов: - аэрокосмогеологические методы (линеаментный анализ). Выполняется структурное дешифрирование и интерпретация космических снимков разного масштаба и генерализации [Мусин и др., 2013]. Методика позволяет изучить тектоническую напряженность карбонатных отложений на больших площадях, выявить зоны интенсивной повышенной трещиноватости при заложении скважин [Голованов, Дроздов, 1997; Корчуганова, Корсаков, 2009; Narr et al., 2006; Ульмасвай и др., 2013; Никонов, 2019; Miloserdova et al., 2021; Ammari et al., 2022]; - геофизические методы исследования трещиноватости – 3D сейсморазведка и скважинные методы. При интерпретации сейсморазведки разломы и приразломные макротрещины отмечаются в виде зон некогерентности сейсмического сигнала и уточняются на картах акустического импеданса [Мусин и др., 2013; Зеленков, 1997; Бембель и др., 2006; Гулиев и др., 2013]. Скважинные методы исследований неоднородности пласта [Narr et al., 2006; Hennings et al., 2012; Князев, Некрасов, 2019; Абдуллин, Рахматуллина, 2018; Гарифуллин и др., 2018; Симоненко и др., 2018; Ozkaya, 2018; Орехов, Амани Мангуа, 2019] позволяют прослеживать разные структурные особенности на больших интервалах в скважине; - исследования трещиноватости прямыми методами – на керновом материале [Narr et al., 2006; Nelson et al., 2001; Ozkaya, 2018; Panza et al., 2019; Hu et al., 2022] позволяют получать характеристики микротрещин (по шлифам), макротрещин – на полноразмерном керне; - исследования трещинных коллекторов промысловыми методами (гидродинамические, индикаторные и другие исследования [Кривова, 2014; Морозовский и др., 2014; Мартюшев, Пономарева, 2016; Du et al., 2019]). Наряду с геофизическими методами исследований скважин являются основными источниками данных высокой достоверности. Все перечисленные методы изучения трещиноватости имеют свои преимущества и ограничения. В данной работе предлагается использовать комплексирование методов, что позволит более точно и достоверно проводить оценку доминирующего фактора, влияющего на формирование зон повышенной продуктивности нефтяных залежей в карбонатных отложениях. Результаты работы и их обсуждение Залежи нефти нефтекумской свиты нижнего триаса расположены на двух полях: Восточное и Безводненское. Запасы нефти нефтекумской свиты нижнего триаса Восточного поля относятся к трем залежам, имеющим самостоятельные водонефтяные контакты: залежь I (Пушкарская), залежь II, залежь IV (район скв. 1ср). Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации показал следующее. Залежь I (Пушкарская) является составной частью и продолжением соответствующего пласта Пушкарской площади Зимне-Ставкинско-Правобережного месторождения. Всего в разработке залежи перебывало 5 скважин. Накопленная добыча нефти на одну эксплуатационную скважину в среднем составляет 34,8 тыс. т. Фактические накопленные отборы нефти на одну скважину изменяются от 26,1 тыс. т. до 49,1 тыс. т. Залежь II нефтекумской свиты нижнего триаса Восточного поля введена в пробную эксплуатацию в 1976-1977 гг. Всего в разработке залежи перебывала 21 добывающая скважина. Накопленная добыча нефти на одну эксплуатационную скважину в среднем составляет 55,2 тыс. т. Фактические накопленные отборы нефти на одну скважину изменяются от 0,7 тыс. т. до 182,9 тыс. т. Залежь IV (район скв. 1ср) разрабатывается скважиной 1ср, переведенной с вышезалегающего продуктивного пласта юрского возраста. Скважина вступила в эксплуатацию в сентябре 2002 г. с дебитом нефти 43 т/сут. при обводненности 27 %. Накопленная добыча нефти – 17,3 тыс. т. Запасы нефти нефтекумской свиты нижнего триаса Безводненского поля относятся к залежи III. Залежь III нефтекумской свиты нижнего триаса Безводненского поля введена в пробную эксплуатацию одновременно с залежью II нефтекумской свиты нижнего триаса Восточного поля. Всего в разработке залежи перебывало 19 добывающих скважин. Накопленная добыча нефти на одну эксплуатационную скважину в среднем составляет 41,5 тыс. т. Фактические накопленные отборы нефти на одну скважину изменяются от 0,5 тыс. т. до 191,5 тыс. т. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации показал, что характерной особенностью залежей нефти в карбонатных трещинных коллекторах является относительное равномерное распределение скважин по площади и неравномерные значения накопленной добычи нефти. Они характеризуются сложным геологическим строением и анизотропией фильтрационно-емкостных свойств. Далее был проведен анализ влияния различных геологических и технологических факторов на значения накопленной добычи нефти в скважинах (рис. 1). Наиболее значимым из проанализированных факторов является значение эффективной нефтенасыщенной толщины – теснота связи по Чеддоку (R=0,48) умеренная. Остальные факторы − абсолютная отметка кровли пласта, длительность периода эксплуатации, накопленная добыча воды − имеют более низкую тесноту связи с накопленной добычей нефти (R от 0,04 до 0,39). Это говорит о том, что данные факторы не являются доминирующими факторами высокой накопленной добычи нефти в скважинах нефтекумских отложений восточного окончания Величаевско-Максимокумского вала Восточного Предкавказья. <img class="frame-151" src="Геол_ж_№1(2024)-web-resources/image/81492.png" alt="81492.png" /> Рис. 1. График зависимости накопленной добычи нефти, тыс. т. от: а) эффективной нефтенасыщенной толщины, м; б) абсолютной отметки пласта, м; в) накопленной добычи воды, тыс. т.; г) длительности эксплуатации скважин, годы / Fig. 1. Graph of the dependence of cumulative oil production, thousand tons on: a) the effective oil-saturated thickness, m; b) the absolute level of the reservoir, m; c) cumulative water production, thousand tons; d) the duration of well operation, years Далее был проведен анализ связи направлений линеаментов, выявленных на космоснимках регионального и локального масштабов [Черненко и др., 2022], с продуктивностью скважин залежей нефти нефтекумской свиты Восточно-Безводненского месторождения. Примечательно, что основные направления линеаментов совпадают с зонами повышенной продуктивности нефтяных залежей, которые в свою очередь характеризуются линейностью и определенной направленностью. В результате построена схема накопленной добычи нефти, совмещенная с зонами повышенной продуктивности, с учетом полученных данных линеаментного анализа Восточно-Безводненского месторождения (рис. 2). <img class="frame-152" src="Геол_ж_№1(2024)-web-resources/image/Image47028746_fmt.jpeg" alt="Image47028746.JPG" /> Рис. 2. Схема накопленной добычи нефти, совмещенная с зонами повышенной продуктивности, с учетом полученных данных линеаментного анализа Восточно-Безводненского месторождения. Условные обозначения: 1 – контур нефтеносности; 2 – достоверная линейная зона повышенной продуктивности; 3 – предполагаемая линейная зона повышенной продуктивности. Цветом и размером указаны величины накопленной добычи нефти залежей нефтекумской свиты: 4 – низкие (синие); 5 – средние (зеленые); 6 – максимальные (красные) / Fig. 2. The scheme of accumulated oil production combined with zones of increased productivity, taking into account the obtained data of the lineament analysis of the Vostochno-Bezvodnenskoye field. Symbols: 1 – oil content contour; 2 – reliable linear zone of increased productivity; 3 – assumed linear zone of increased productivity. The color and size indicate the values of the accumulated oil production of the deposits of the Neftekumsk assise: 4 – low (blue); 5 – medium (green); 6 – maximum (red) Для количественной оценки влияния тектонического фактора на формирование зон повышенной продуктивности нефтяных залежей в карбонатных отложениях нефтекумской свиты, а также получения параметров трещиноватости в условиях дефицита данных (отсутствие ориентированного керна и данных микроимиджеров) для построения трехмерных цифровых геологических моделей применялся усовершенствованный итоговый коэффициент интенсивности трещиноватости [Саидова и др., 2022]. Этот коэффициент определялся как произведение трех условных коэффициентов, присвоенных точкам расположения скважин (рис. 3). <img class="frame-153" src="Геол_ж_№1(2024)-web-resources/image/81556.png" alt="81556.png" /> Рис. 3. График произведения коэффициентов близости и пересечения зон повышенной продуктивности (а) и график зависимости итогового коэффициента интенсивности трещиноватости в пласте от накопленной добычи нефти залежей Восточно-Безводненского месторождения (б) / Fig. 3. The graph of the product of the coefficients of proximity and intersection of zones of increased productivity (a) and the graph of the dependence of the final coefficient of the fracturing intensity in the formation on the cumulative oil production of deposits of the Vostochno-Bezvodnenskoye field (b) На основании схемы накопленной добычи нефти, совмещенной с зонами повышенной продуктивности Восточно-Безводненского месторождения (рис. 2), построены два графика: (а) – график произведения коэффициентов близости и пересечения зон повышенной продуктивности и (б) – график зависимости итогового коэффициента интенсивности трещиноватости в пласте от накопленной добычи нефти залежей Восточно-Безводненского месторождения (рис. 3). Технология определения коэффициентов (коэффициент относительной накопленной добычи нефти, коэффициент удаленности скважин от линий повышенной продуктивности, коэффициент, учитывающий количество точек пересечения линейных зон повышенной продуктивности скважин) приведена в работе [Саидова и др., 2022]. Заметная теснота связи по Чеддоку (R=0,68) для верхнего графика (а) свидетельствует о преобладающем влиянии тектонического фактора на величину накопленной добычи нефти по сравнению с геологическими (эффективной нефтенасыщенной толщиной; абсолютной отметкой пласта) и технологическими (накопленной добычей воды; длительностью эксплуатации скважин) факторами. Весьма высокая теснота связи по Чеддоку (R=0,96) по графику (б) говорит о высокой степени корреляции исследуемых параметров, возможности использования итогового коэффициента трещиноватости при моделировании трещиноватости в цифровых геологических моделях. Проведенное автором исследование показало, что доминирующим фактором, определяющим продуктивность скважин залежей нефти Восточно-Безводненского месторождения, является тектонический фактор. Применение комплексного анализа линеаментов и геолого-промысловых данных позволяет установить особенности локализации зон повышенной продуктивности нефтяных залежей в карбонатных трещинных коллекторах. Это необходимо учитывать при построении геолого-технологических моделей месторождений углеводородов. Выводы Проведенные исследования привели к следующим результатам. 1. При анализе структуры фонда скважин Восточно-Безводненского месторождения и показателей их эксплуатации выявлена крайняя степень неоднородности локализации зон повышенной продуктивности при относительно равномерном распределении скважин по площади нефтеносности. 2. С целью уточнения параметров неоднородности изучаемых коллекторов разработан новый подход к исследованию и прогнозированию трещиноватости карбонатных коллекторов на основе выявленных особенностей распределения и направления тектонического стресса с использованием комплексного анализа линеаментов и геолого-промысловых данных. 3. Показана эффективность применения индикаторов (коэффициента относительной накопленной добычи нефти для скважин; коэффициента удаленности скважин от линий повышенной продуктивности; коэффициента, учитывающего количество точек пересечения линейных зон повышенной продуктивности скважин) для оценки влияния тектонического фактора на продуктивность скважин залежей нефти Восточно-Безводненского месторождения. 4. Предложенный подход позволит повысить достоверность цифровых геологических моделей в условиях дефицита данных о параметрах трещин. Расстановка скважин для уплотняющего бурения и проведения ГТМ в узлах зон повышенной продуктивности будет способствовать увеличению степени выработки остаточных запасов углеводородов на месторождениях, имеющих аналогичное строение.