CC BY
104
ГЕОЛОГИЯ, ПОИСК И РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
УДК 553.982.2
В.В. Миронов, И.А. Козлова
Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия
ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И УСЛОВИЙ РАЗРАБОТКИ СИЛУРИЙСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ ВЕРХНЕВОЗЕЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Рассматривается сложное геологическое строение Верхневозейского месторождения, находящегося в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, а также условия разработки силурийских залежей данного месторождения.
Ключевые слова: колвинский мегавал, тектонические нарушения, амплитуда смещения, залежи нижнего ^лура.
V.V. Mironov, I.A. Kozlova
Perm National Research Polytechnic University, Perm, Russia
FEATURES OF THE GEOLOGICAL STRUCTURE AND CONDITIONS OF WORKING OUT OF SILURIAN DEPOSITS OF THE VERHNEVOZEJSKY DEPOSIT
In the given work the difficult geological structure of the Verhnevozejsky deposit which is in Ti-mano-Pechora oil and gas provinces and as conditions of working out of Silurian deposits of the given deposit is considered.
Keywords: kolvinsky megaswell, tectonic infringements, amplitude of displacement, deposits of bottom Silurian.
Верхневозейское месторождение открыто в 1986 г. и введено в промышленную эксплуатацию в 1989 г.
В геологическом строении Верхневозейского месторождения принимают участие породы фундамента и осадочные образования палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста.
Верхневозейское месторождение приурочено к Колвинскому ме-гавалу - структуре тектонического элемента I порядка; Хорейверской впадине - структуре тектонического элемента II порядка; Сандивей-скому поднятию - структуре тектонического элемента III порядка.
Исходя из геологической и тектонической истории района месторождения, можно дать характеристику процессам образования залежи и ее дальнейшего существования.
Структура представляет собой сложную складку, многочисленно осложненную тектоническими нарушениями, с разной амплитудой смещения. По характеру смещения нарушения отнесены к сбросовому типу. Наибольшая амплитуда смещения 500-800 м. В целом основная часть разломов не превышает первой сотни метров.
Образование структуры произошло в силурийское время. Сложность строения и многоэтапность развития Колвинского мегавала повлияли на последующее формирование структуры.
Под воздействием тектонических нарушений дофранского, фран-ского, предвизейского и верхнетриасового возраста структура разрушалась и делилась на блоки. К началу позднедевонской трансгрессии сформированные блоки были размыты на различную глубину в зависимости от знака и амплитуды их смещения к этому времени. Окончательно структура сформировалась на границе Перми-Триаса.
В строении месторождения принимают участие два нефтегазоносных комплекса (НГК): Нижнесилурийский карбонатный комплекс (81) и Нижнедевонский карбонатный комплекс (Б3). Залежи нефти установлены в доманиковых (Б3ёш) и нижнесилурийских (81) отложениях.
Промышленно продуктивными являются карбонатные образования макарихинской (81шкг), сандивейской (818й) и веякской (81ук) свит нижнего силура, залегающие на глубине 3300-3700 м. Результаты исследований свидетельствуют, что коллекторами в силурийских отложениях являются вторичные доломиты. Степень доломитизации по керну 90-100 %.
Площадь месторождения состоит из семи блоков: I (!А, Ю, ГС), II, III, IV и ЦВ - Центральновозейского (рис. 1). Нефть месторождения легкая, малосернистая, малосмолистая, о чем свидетельствует растворенный в нефти газ, характеризующийся повышенным содержанием сероводорода.
Для всего месторождения характерно наличие 4 типов (данные по керну) пустотного пространства:
1) поровый,
2) порово-каверновый,
3) трещинный,
4) порово-трещинный.
В среднем для месторождения Коп изменяется в пределах от 9 до 14 %. Блоки I (ТБ, ГС) и IV характеризуются максимальными значениями пористости для всех свит нижнего силура. Центральновозей-ский блок характеризуется средними значениями пористости (рис. 2).
IV ЦВ
Блоки
Рис. 2. Изменение Коп по блокам
Все блоки характеризуются большой расчлененностью. Однородные пласты отсутствуют в разрезе. Наибольшей расчлененностью обладает I блок и Центральновозейский (в среднем от 20 пластов на блок). Высокая расчлененность обусловлена сложным геологическим строением (рис. 3).
IV цв
Блоки
Рис. 3. Изменение расчлененности по блокам
По коэффициенту проницаемости, исследуемые блоки характеризуются низкими значениями проницаемости (до 0,050 мкм ). Наиболее проницаемыми являются I и II блоки месторождения. Центральновозейский блок характеризуется максимальной проницаемостью для всех блоков месторождения, равной 0,192 мкм (рис. 4).
кпр, м П -1 км2
и,/4 П О -
и, А л и.
и,1о л п
и,і/ п пя
и,ио П С\Л
■ ■ ■
ІВ ІС II III IV ЦВ
Блоки
Рис. 4. Изменение Кпр по блокам
Для месторождения характерна высокая степень нефтенасыщен-ности. Блоки I, II и ЦВ характеризуются самой высокой степенью неф-тенасыщенности (рис. 5).
Коллекторы Верхневозейского месторождения характеризуются крайне высокой изменчивостью, прерывистостью и линзовидностью. Продуктивными оказываются небольшие интервалы мощностью не более 5-10 м, хаотически расположенные в карбонатном массиве мощностью до 500 м.
Доли, ед.
ІВ ІС II III IV цв
Блоки
Рис. 5. Средняя нефтенасыщенность по блокам
Распространение таких интервалов обусловлено большим разнообразием вторичных процессов, протекавших в разное время.
Коллекторы Верхневозейского месторождения являются гидрофобными, о чем свидетельствуют многочисленные исследования керна и высокие значения нефтенасыщенности. В результате капиллярные силы препятствуют попаданию вытесняющего агента в низкопроницаемую матричную породу, что обусловливает низкий коэффициент заводнения.
Процессы образования залежи повлияли на фильтрационноемкостные свойства коллекторов, о чем свидетельствует наличие в коллекторах первичной и вторичной пористости.
При разработке месторождения, ввиду его сложного геологического строения, возник ряд трудностей. В процессе эксплуатации было установлено, что блок I представляет собой целостный гидродинамический резервуар. Учитывая его строение, гидродинамическая связь может обеспечиваться как по плоскостям тектонических нарушений, так и по системам вертикальных трещин.
Поскольку все залежи месторождения являются литологически экранированными, можно считать, что вся вода в добывающих скважинах связана с работой системы поддержания пластового давления (ППД).
Ввиду сложного геологического строения, а также низкой проницаемости пластов предполагалась плотная сетка скважин (500х500 м), которая была реализована в центральной части I блока. Однако внедрение системы ППД показало неэффективность данного способа разработки - прорыв закачиваемой воды наблюдался в течение нескольких месяцев после перевода скважин под нагнетание. Поэтому дальнейшее размещение скважин производилось по разреженной сетке (1000x1000 м), что значительно увеличило время безводной добычи и улучшило показатели разработки.
В настоящее время систему размещения скважин можно классифицировать как очаговую, но только частично учитывающую геологическую изученность и строение залежи.
В целом систему разработки месторождения можно назвать адекватной геологическому строению, но из-за высоких темпов отбора жидкости и отставания ввода нагнетательных скважин происходит падение пластовой энергии и растет обводненность продукции.
Об авторах
Миронов Виктор Валерьевич (Пермь, Россия) - студент кафедры геологии нефти и газа Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский просп., 29, e-mail: vitek58876@rambler.ru).
Козлова Инна Анатольевна (Пермь, Россия) - кандидат геоло-го-минералогических наук, доцент кафедры геологии нефти и газа Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский просп., 29, e-mail: ikozlova@pstu .ru).
About the authors
Mironov Victor (Perm, Russia) - a student of geology of oil and gas Perm National Research Polytechnic University (614990, Perm, Komsomol-sky prospect 29, e-mail: vitek58876@rambler.ru).
Kozlova Inna (Perm, Russia) - associate professor, candidate of geo-logical-mineralogical sciences, lecturer in petroleum geology of the Perm National Research Polytechnic University (614990, Perm, Komsomolsky prospect 29, e-mail: ikozlova@pstu.ru).
Получено 7.02.2012
