CC BY
28ГЕОЛОГИЯ
А.В. Лобусев, д.г.-м.н., профессор, заведующий кафедрой промысловой геологии нефти и газа, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия); М.А. Лобусев, к.т.н., доцент, ведущий научный сотрудник кафедры промысловой геологии нефти и газа, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия); Л.Н. Салахова, к.г.-м.н., заведующая сектором отдела разработки нефтяных месторождений, ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина (Бугульма, Республика Татарстан, Россия), e-mail: [email protected]
Особенности геологического строения и размещения залежей в нижнекаменноугольном (бобриковский горизонт) природном резервуаре
В статье представлена геолого-физическая характеристика продуктивных пластов бобриковского горизонта Биклянского нефтяного месторождения Республики Татарстан. Месторождение состоит из двух поднятий - Би-клянского и Зайцевского, приуроченных к локальным поднятиям III порядка северного склона Южно-Татарского свода. Эти структуры имеют разный генезис, что подтверждается комплексом исследований, проведенных на рассматриваемой территории в период с 1950-х гг. по настоящее время. В работе дан подробный анализ толщин пластов и пропластков залежей нефти. Констатируется, что представление о геологическом строении месторождения изменяется в прямой зависимости от числа пробуренных скважин. Наиболее наглядно это проявилось на залежи бобриковского горизонта Биклянского поднятия. Показано изменение контура залежи по мере поступления новой информации (геологическое строение пластов, их литолого-физическая характеристика, свойства насыщающих флюидов, гидродинамические исследования скважин) в результате разбуривания в динамике времени. Приведены некоторые результаты геологического моделирования месторождения: карты распределения параметров пористости и проницаемости по продуктивным пластам Биклянского и Зайцевского поднятий. На примере двух поднятий одного месторождения с разной степенью разбуренности сравнивается возможность создания трехмерных моделей. На основе детального изучения геологического строения залежей бобриковского горизонта месторождения показана степень успешности построения 30-моделей с применением промысловых и сейсмических данных. Достоверная геолого-промысловая модель залежи нефти может быть создана на базе всего имеющегося объема информации при условии, что эта залежь имеет достаточно высокую плотность сетки скважин или сейсмических исследований на погонный километр. В этом случае геолого-технологические мероприятия вписываются в геологическую модель с большей степенью подтверждения при их реализации по проектному документу.
Ключевые слова: нефтеносность, залежь нефти, геолого-физическая характеристика, геолого-промысловая модель, разбуренность залежи, плотность сетки скважин, коллекторские свойства пласта.
A.V. Lobusev, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Doctor of Science (Geology and Mineralogy), Professor, Head of Department, Oil and Gas Field Geology; M.A. Lobusev, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Candidate of Science (Engineering), Assistant Professor, Leading Research Associate, Department of Oil and Gas Field Geology; L.N. Salakhova, TatNIPIneft of Shashin Tatneft JSC (Bugulma, Republic of Tatarstan, Russia), Candidate of Science (Geology and Mineralogy), Head of Sector, Oil Fields Development Group, e-mail: [email protected]
Special aspects of geological structure and deposits layout in the Lower Carboniferous (Bobrikovskiy horizon) Natural Reservoir
The article deals with geological and physical characteristics of producing reservoirs in Bobrikovskiy horizon of Biklyanskoye Oil Field in the Republic of Tatarstan. The field comprises two uplifts - Biklyanskoye and Zaitsevskoye associated with the local uplifts of stage III in the northern slope of the Southern Tatar Arch. These structures have different genesis, and this is confirmed by a set of researches performed in the concerned territory from 1950s and up to present. The paper contains a detailed analysis of seam bulks and oil deposit interbeds. It is stated that the change in the concept of the field geological structure is in direct relation with the number of drilled wells. It was demonstrated by the deposit in the Bobrikovskiy horizon of Biklyanskoye uplift. It is shown that the deposit contour changes as new information is received (geological structure of seams, their lithological and physical characteristics, saturating fluid
GEOLOGY
properties, hydrodynamic well researches) as a result of drilling in time dynamics. There are some results of geological field simulation: maps of porosity and permeability parameters distribution by the producing reservoirs of Biklyanskoye and Zaitsevskoye uplifts. Possible creation of 3D models is compared by the example of two uplifts in the same field with different level of well development. The degree of success in building 3D-models using field and seismic data is shown on the basis of detailed research into the geological structure of deposits in the field Bobrikovskiy horizon. A reliable geological field model of oil deposit can be created on the basis of all available scope of information provided that this deposit has a well network density high enough or seismic researches per linear kilometer. In this case geological and technological activities play into the geological model and are very likely to be confirmed in case of their implementation under the project document.
Keywords: oil bearing capacity, oil deposit, geological and physical characteristics, geological field model, deposit well development, density of well network, reservoir properties.
В региональном тектоническом плане по кровле кристаллического фундамента площадь Биклянского месторождения расположена в пределах северного склона Южно-Татарского свода. В структурных планах нижнекаменноугольной системы на площади месторождения установлено два локальных поднятия (структуры III порядка) - Биклянское и Зайцевское, с которыми связаны залежи нефти,приуроченные к бобриковскому горизонту. При этом Зайцевская структура имеет рифогенный генезис и при небольших размерах характеризуется значительными амплитудами [1]. Открытию месторождения предшествовали структурное бурение и ряд исследований. За период с 1950-х гг. по настоящее время на месторождении были проведены электроразведочные, магниторазведочные, сейсморазведоч-ные работы, структурное глубокое поисково-разведочное бурение, термометрические исследования. Глубокое нефтепоисковое бурение на площади было начато в 1953 г. и продолжалось с перерывами до 1986 г. В 1984-1986 гг. были последовательно введены в глубокое бурение Биклянское и Зайцевское поднятия.
Бобриковская залежь нефти на Би-клянском поднятии связана с продуктивными пластами С1бр-1, С1бр-2, С1бр-3 бобриковского горизонта и приурочена к одноименной структуре широтного простирания (рис. 1).
Пласт Сгбр-4 повсеместно замещен глинистыми породами. По своему строению бобриковский горизонт весьма неоднороден: в 17 скважинах (67%) залежи отмечено слияние пластов С1бр-1 и С1бр-2, в двух скважинах (1%) сливаются все три пласта, в двух скважинах (1%) в слиянии находятся пласты С1бр-2 и С1бр-3.
Кроме того, по данным ГИС, в пяти скважинах пласт С1бр-3 расслаивается на два пористо-проницаемых пропластка, в трех скважинах пласт С1бр-2 также расслаивается на два пропластка, в двух скважинах отмечено замещение пласта С1бр-1 глинистыми породами. Толщина пропластков изменяется в диапазоне от 1 до 6 м. По геофизическим
Рис. 1. Биклянское месторождение, Биклянский участок. Геологический профиль по продуктивным отложениям бобриковского горизонта по линии скважин 4815-4820 Fig. 1. Biklyanskoye field, BikLyanskiy section. Geological profile by producing depositions in Bobrikovskiy horizon, weLL Line 4815-4820
Ссылка для цитирования (for references):
Лобусев А.В., Лобусев М.А., Салахова Л.Н. Особенности геологического строения и размещения залежей в нижнекаменноугольном (бобриковский горизонт) природном резервуаре // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 4. - С. 46-51.
Lobusev A.V., Lobusev M.A., SaLakhova L.N. Osobennosti geoLogicheskogo stroenija i razmeshhenija zaLezhej v nizhnekamennougoL'nom (bobrikovskij gorizont) prirodnom rezervuare [SpeciaL aspects of geoLogicaL structure and deposits Layout in the Lower Carboniferous (Bobrikovskiy horizon) NaturaL Reservoir]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No 4. P. 46-51.
ГЕОЛОГИЯ
Рис. 2. Бобриковская залежь Биклянского участка по состоянию на 01.01.1989 г.
Fig. 2. Bobrikovskaya deposit of BikLyanskiy section as of 01.01.1989
Рис. 3. Бобриковская залежь Биклянского участка по состоянию на 01.01.1992 г.
Fig. 3. Bobrikovskaya deposit of BikLyanskiy section as of 01.01.1992
данным, общая нефтенасыщенная толщина горизонта по залежи изменяется от 2 до 14 м, составляя в среднем 7,1 м, суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах 2-11,8 м, средневзвешенная - 6 м. Наибольшие эффективные нефтенасыщен-ные толщины приурочены к сводовым скважинам № 860 (10,6 м), 4817 (11,8 м), 4818 (10,6м), 4819 (9,6 м). Коэффициент песчанистости по залежи равен 0,58, расчлененность составляет 2,7. Залежь пластово-сводового типа, средняя глубина залегания составляет 1171 м. Водонефтяной контакт вскрыт в одной скважине - № 4805, в остальных
скважинах нефтеносные и водоносные пласты бобриковского горизонта залегают через глинистый раздел. Подошва залежи принята по геофизическим данным на абсолютной отметке -978 м. Залежь на Зайцевском поднятии контролируется одноименной очень резкой по форме рифогенной структурой субмеридионального простирания, которая установлена тремя поисково-разведочными скважинами - № 864, 865, 867. По данным ГИС, нефтенасыщенными являются пласты С1бр-1, С1бр-2, С1бр-3, суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина которых равна 13,8 м, общая нефтенасыщенная толщина бобриков-
ского горизонта составляет 15,4 м, средневзвешенное значение эффективной нефтенасыщенной толщины по залежи равно 6,9 м. Пласты С1бр-2 и С1бр-3 находятся в слиянии, пласт С1бр-1 залегает через глинистый раздел толщиной 1,6 м. При совместном их опробовании в колонне получен промышленный приток нефти дебитом 9,42 т/сут. В скважине проведена кратковременная пробная эксплуатация. Абсолютная отметка ВНК залежи равна -916 м. Коэффициент песчанистости по залежи равен 0,47; расчлененность - 2,3 (табл.). Бобриковские пласты Биклянского месторождения представлены пес-
Рис. 4. Биклянское месторождение, Биклянский участок. Карта распределения пористости по пластам бобриковского горизонта Fig. 4. Biklyanskoye field, BikLyanskiy section. Map of porosity distribution by the seams of Bobrikovskiy horizon
Рис. 5. Биклянское месторождение, Биклянский участок. Карта распределения полей проницаемости по пластам бобриковского горизонта Fig. 5. Biklyanskoye field, BikLyanskiy section. Map of permeability fields distribution by the seams of Bobrikovskiy horizon
GEOLOGY
Таблица. Геолого-физическая характеристика залежей бобриковского горизонта Table. Geological and physical characteristics of Bobrikovskiy horizon deposits
Параметры Бобриковский горизонт Bobrikovskiy horizon
Parameters Биклянский участок Biklyanskiy section Зайцевский участок Zaitsevskiy section
Абсолютная отметка кровли, м Absolute roof elevation, m -960,2 -900,2
Абсолютная отметка ВНК, м Absolute elevation of water and oil contact, m -978,0 -916,0
Тип залежи Deposit type пластово-сводовый layer-arch пластово-сводовый layer-arch
Общая нефтенасыщенная толщина, м Total oil saturated thickness, m 7,1 15,4
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м Net oil saturated thickness, m 6,0 6,9
Коэффициент песчанистости, д. ед. Sandiness factor, unit fraction 0,580 0,470
Расчлененность Compartmentalization 2,7 2,3
Проницаемость, 10-3 мкм2 Permeability, 10-3 |m2 820 820
Коэффициент пористости, д. ед. Porosity factor, unit fraction 0,25 0,25
Коэффициент начальной нефтенасыщенности, д. ед. Factor of initial oil saturation, unit fraction 0,87 0,92
Начальное пластовое давление, МПа Initial reservoir pressure, M Pa 11,4 11,4
Давление насыщения нефти газом, МПа Pressure of oil saturation with gas, MPa 2,4 2,4
Газосодержание нефти, м3/т Oil gas content, m3/t 3,4 3,4
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 Oil density in reservoir conditions, kg/m3 901 901
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с Oil viscosity in reservoir conditions, mPa.s 48,9 48,9
чаниками слабосцементированными и даже рыхлыми. В таких случаях на поверхность выносился разрушенный керн. Поэтому количество лабораторных определений на Биклянском месторождении незначительно. О высоких фильтрационно-емкостных свойствах (ФЕС) пластов свидетельствуют и значения параметров (по ГИС): пористость - 0,25, проницаемость - 0,820 мкм2, нефтенасыщенность - 0,87 и 0,92. Как выяснилось в процессе исследований, построение геолого-промысловых моделей для нефтяных залежей, находящихся на разной стадии разбурен-ности, имеет определенные нюансы. В качестве одного из обязательных условий при построении геологических моделей месторождений, находящихся в начальной стадии разработки, были
привлечены данные сейсморазведки, проведенной на рассматриваемых площадях.
Данные сейсмических исследований были применены для корректировки стратиграфических поверхностей и более полного представления геологического строения рассматриваемых участков месторождения в пределах лицензионных границ. Известно, что представление о геологическом строении месторождения изменяется в прямой зависимости от числа пробуренного фонда скважин [2]. Наиболее наглядно это проявилось на залежи бобриковского горизонта Биклянского месторождения.
В 1986 г. по результатам бурения поисково-разведочных скважин был произведен первый подсчет запасов нефти
Биклянского месторождения. На дату ввода (1989 г.) Биклянского участка в разработку были пробурены четыре поисково-разведочные скважины, из них две скважины вскрыли залежь нефти в бобриковских отложениях, по которым и была оконтурена залежь (рис. 2). Площадь залежи составила 238,7 га, площадь, приходящаяся на одну скважину, - 119,3 га/скв. Биклянское месторождение разбуривалось согласно проектному документу, составленному в 1986 г.
В год ввода Биклянского участка в эксплуатацию на бобриковские отложения пробурили девять эксплуатационных скважин, две из них оказались за контуром нефтеносности. В 1990 г. было пробурено девять скважин, четыре из которых также оказались за контуром
ГЕОЛОГИЯ
)В '■'
УСЛОВНЫ« ОЙ.. ШИ'К'ПИЯ
R64 яоиер СКИЙИШЫ хм номер сквижинм
0.20 won пористости, доли СИ. 4У,Ч (1 значение проницаемости, мД
—-- пнснмшн N ill'-,: неф 11 Ii и-i I :н : и 1.111' ж|: 1111 Ii 1111 III i к '111 II 11 м I'lji 11' IIJI'HIKI 11 Ш..ГЖ11
. I II II nil |l.i IIID.I V значении пористости ■ - - .тмин |i.i ii и u \ in.14 mil it нрони цаемнстн
Рис. 7. Биклянское месторождение, Зайцевский участок
Карты распределения параметров по пластам бобриковского горизонта: 1) пористости; 2)проницаемости
Fig. 7. Biklyanskoye field, Zaitsevskiy section
Map of parameters distribution by the seams of Bobrikovskiy horizon: 1) porosity; 2) permeability
Рис. 6. Биклянское месторождение, Зайцевский участок
Fig. 6. Biklyanskoye field, Zaitsevskiy section
нефтеносности, в 1991 г. пробурены три скважины, одна оказалась за контуром нефтеносности.
В 1991 г. был произведен пересчет запасов нефти бобриковской залежи, которая изменила свою конфигурацию в результате эксплуатационного раз-буривания (рис. 3). Площадь залежи уменьшилась на 21% и составила 189,4 га. Площадь, приходящаяся на одну скважину, по мере разбуривания залежи уменьшалась как в результате увеличения величины основного пробуренного фонда скважин, так и в результате уточнения геологического строения залежи и составила 11,8 га/скв. Успешность вскрытия пластов бобриковского горизонта составила 66,7%. В 1988-1989 гг. на площади месторождения были проведены детали-зационные сейсморазведочные исследования, позволившие выполнить надежные структурные построения по отражающим горизонтам «В» и «У», соответствующие кровлям верейского и тульского горизонтов. Таким образом, на дату составления геолого-промысловой модели бобриковская залежь
Биклянского участка была полностью разбурена с высокой плотностью сетки скважин и достаточной степенью сейсмических исследований (рис. 4, 5). Одновременно с построением геолого-промысловой модели Биклянского участка была сделана попытка создания геолого-промысловой 3D-модели для бобриковской залежи нефти Зайцев-ского участка, на котором пробурены три поисково-разведочные скважины, и одна из них вскрыла залежь нефти в бобриковских отложениях. На Зайцевском участке была построена двухмерная геологическая модель залежи. Структурные построения с оконтуриванием залежи проведены с привлечением данных интерпретации сейсмических исследований (рис. 6). Имея характеристики коллекторских свойств пластов лишь по трем пробуренным скважинам, получили достаточно грубую картину и в распределении параметров продуктивных пластов (пористости и проницаемости), которая не отражает истинного геологического строения залежи (рис. 7). Именно по этой причине трехмерная геологиче-
ская модель залежи Зайцевского участка не строилась.
В дальнейшем по мере разбуривания залежи появится дополнительная информация о геологическом строении пластов, их литолого-физической характеристике, свойствах насыщающих их флюидов, данных исследований скважин. Наличие этого фактического материала послужит основой для дальнейшего геолого-промыслового и гидродинамического моделирования. Таким образом, использование данных сейсморазведки при построении геолого-промысловой модели залежи обеспечивает правильность построения модели и адекватность реальному распространению пластов за пределами залежей нефти. Достоверная геолого-промысловая модель залежи нефти может быть создана на базе всего имеющегося объема информации при условии, что эта залежь имеет достаточно высокую плотность сетки скважин или сейсмических исследований на погонный километр. В этом случае геолого-технологические мероприятия вписываются в геологическую модель
50
№ 4 апрель 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
с большей степенью подтверждения при их реализации по проектному документу.
При построении геолого-промысловой модели для неразбуренных месторождений и залежей, которые оконтурены по единичным поисково-разведочным скважинам, допускается множество условностей, т.е. получается весьма приближенная геологическая модель, на основе которой очень
проблематично выработать комплекс гидродинамических исследований и геолого-технологических мероприятий. Наличие данных сейсморазведочных исследований дает возможность для построения геологической структурной модели залежи, но нет достаточного количества исходной информации для создания параметрической модели,а следовательно, и геолого-промысловой модели в целом.
Литература:
1. Абдуллин Н.Г., Аминов Л.З, Акишев И.М. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. - Т. III. Татарская АССР. - М.: Недра, 1979. - 168 с.
2. Баишев Б.Т., Янин А.Н. Исследование особенностей совместной разработки пластов, обладающих близкими геолого-физическими характеристиками // Повышение эффективности разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений. - Вып. 72. - М.: ВНИИ, 1980. - С. 62-72.
3. Лобусев А.В., Лобусев М.А., Чупикова И.З., Бакиров И.М., Салахова Л.Н. Совершенствование геолого-промыслового моделирования сложнопостроенных нижнекаменноугольных залежей нефти Татарстана // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2011. - № 8. - С. 34-39.
4. Лобусев А.В., Лобусев М.А. Бакиров И.М., Салахова Л.Н. Особенности анализа выработки запасов из пластов нижнекаменноугольных залежей нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2012. -№ 10. - С. 34-39.
5. Страхов П.Н., Лобусев А.В. Лобусев М.А. Новый подход к оценке и прогнозу продуктивности нефтегазонасыщенных пород // Академический журнал Западной Сибири. - 2014. - №2 (51). - Т. 10. - С. 45-47.
6. Лобусев А.В. Системные решения по повышению эффективности недропользования - основа устойчивого воспроизводства ресурсной базы углеводородов России // Аналитический вестник «О состоянии геологического изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы» (к правительственному часу в рамках 355-го заседания Совета Федерации Федерального Собрания Российской Федерации, 28.05.2014). - 2014. - № 16 (534). - С. 49-57.
References:
1. Abdullin N.G., Aminov L.Z., Akishev I.M. Zakonomernosti razmeshhenija i uslovija formirovanija zalezhejneftiigaza Volgo-Ural'skojoblasti [Oil and gas deposits in the Volga and Urals Region, location pattern and formation conditions]. Vol. III: Tatar Autonomous Soviet Socialist Republic. Moscow, Nedra Publ., 1979. 168 pp.
2. Baishev B.T., Yanin A.N. Research into the special aspects of joint development of seams with close geological and physical characteristics [Issledovanie osobennostej sovmestnoj razrabotki plastov, obladajushhih blizkimi geologo-fizicheskimi harakteristikami]. Povyshenie jeffektivnosti razrabotki neftjanyh i neftegazovyh mestorozhdenij = Enhancement of the efficiency of the oil and oil and gas fields development. Moscow, 1980, Issue 72. P. 62-72.
3. Lobusev A.V., Lobusev M.A., Chupikova I.Z., Bakirov I.M., Salakhova L.N. Sovershenstvovanie geologo-promyslovogo modelirovanija slozhnopostroennyh nizhnekamennougol'nyh zalezhej nefti Tatarstana [Improving the geological and commercial modeling of complex carboniferous deposits of oil in Tatarstan]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2011, No 8. P. 34-39.
4. Lobusev A.V., Lobusev M.A., Bakirov I.M., Salakhova L.N. Osobennosti analiza vyrabotki zapasov iz plastov nizhnekamennougol'nyh zalezhej nefti [Features of the analysis of the development of reserves of the Lower Carboniferous strata deposits of oil]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2012, No 10. P. 34-39.
5. Strakhov P.N., Lobusev A.V., Lobusev M.A. Novyj podhod k ocenke i prognozu produktivnosti neftegazonasyshhennyh porod [A new approach to the evaluation and forecast productivity of oil and gas saturation rock]. Akademicheskij zhurnal Zapadnoj Sibiri = Academic Journal of Western Siberia, 2014, No 2 (51), Vol. 10. P. 45-47.
6. Lobusev A.V. Sistemnye reshenija po povysheniju jeffektivnosti nedropol'zovanija - osnova ustojchivogo vosproizvodstva resursnoj bazy uglevodorodov Rossii [System solutions to improve the efficiency of subsoil - foundation stable reproduction of hydrocarbon resource base Russia]. Analytical Bulletin «O sostojaniigeologicheskogo izuchenija nedri vosproizvodstva mineral'no-syr'evojbazy» [«On the state geological study subsoil and renewal of the mineral resource base»] (to the government hour within the 355th meeting of the Council of Federation of the Federal Assembly Russian Federation on 28 May 2014), 2014, № 16 (534). P. 49-57.
РОССИИСКИИ РАЗРАБОТЧИК И ПРОИЗВОДИТЕЛЬ противокоррозионных и огнезащитных лакокрасочных материалов марки Акрус®, специального и промышленного назначения.
НАДЕЖНЫЕ СТРАТЕГИИ ЗАЩИТЫ
Мы производим
только защитные покрытия.
Это позволяет нам
концентрироваться
на особенностях
их изготовления
и потребления.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ: Нефтехимическая индустрия
Нефтегазодобывающая промышленность Судостроение Машиностроение Мостостроение Гражданское строительство Огнезащитные покрытия
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 4 апрель 2015
«ллли.акрус.рф www.akrus-akz.ru infoaakrus-akz.ru 117420, г. Москва, ул. Наметкина, д. 10Б тел./факс: +7(495) 363 5669
