Нижнечутинское нефтяное месторождение

Глубина залегания основного продуктивного пласта (I пласт тиманского горизонта верхнего девона) Нижнечутинского месторождения составляет всего 32-90 м.

Разведка и кустарная добыча нефти на Нижнечутинском месторождении были начаты еще в ХIХ веке. Добыча нефти продолжалась вплоть до 1925 г., когда нарушение снабжения необходимым буровым оборудованием, продовольствием, а также таежное бездорожье сделали промысел нерентабельным, и он прекратил свою работу. Наиболее представительным является период с 1941 по 1943 г. Начало Великой Отечественной войны усиливает потребность в нефтепро-дуктах, и на Нижнечутинском месторождении возобновляют добычу нефти. В июле 1941 г. при инспектировании скважин №№ 31,48 и 70, эксплуатирующихся на радиоактивную воду, было обращено внимание на обилие разгазированной нефти в шахтах скважин. В связи с этим был пробурен ряд разведочных скважин на нефть. Были пробурены скважины №№ 3, 4, 5 и 6, давшие притоки нефти, что способствовало принятию решения об организации Нижнечутинского нефтяного промысла и о планомерном разбуривании I нефтяного пласта в нижнем течении р. Чуть. Согласно имеющимся сведениям предполагалось пробурить 3,5 – 4 тысячи скважин, из которых около 2 тысяч в долине р. Чуть. Всего в 40-е годы было пробурено около 120 скважин, которыми велась разработка залежи нефти в I пласте. Этот период разработки месторождения можно разделить на 3 стадии. Общий фонд эксплуатационных скважин был равен 125, при этом было охвачено разработкой всего лишь 7% площади залежи. В 1941-1942 гг. на месторождении добыли 3,5 тысячи тонн нефти.

Основные способы извлечения нефти из скважин, которые использовались в то время, – это тартание и продувка компрессором. К началу 1943 г. обводненность большинства скважин составляла 80-90%. Это привело к их остановке, и количество добывающих скважин уменьшилось со 125 до 4.

В связи с особенностями конструкции скважин (открытый ствол), быстрым снижением пластовой энергии и обводнением продукции пресной пластовой водой из верхних водоносных горизонтов, дебиты скважин быстро падали, и в 1947 году разработку залежи прекратили.

В последние годы месторождение привлекало внимание нефтяников многочисленными нефтегазопроявлениями из старых скважин, расположенных в пойме р. Чуть, которые приходилось ликвидировать путем глушения скважин и установкой цементных мостов.

В настоящее время предприятием ООО «Нефтегазпромтех» проводится пробная эксплуатация трех скважин на месторождении: одной разведочной № 1 РНЧ, пробуренной в 2000 г., и двух скважин, восстановленных из старого фонда, № 174 и № 189, пробуренных в 1941 г. Примечателен тот факт, что скважины старого фонда, обводненность которых в 1942-1943 гг. достигала 80-90%, дают практически безводную нефть. Содержание воды в них не превышает 3%. Например, если в скважине № 174 содержание воды в сентябре 1944 г. было 93%, то в апреле 2001 г. содержание воды в 4 исследованных глубинных пробах, отобранных из скважины, составило всего 0,03 %.

Перспективы доразработкиНижнечутинского месторождения связаны с тем, что по проведенным расчетам из залежи извлечено не более 1% запасов нефти, а также с возможностью доведения коэффициента нефтеотдачи до 30-40% за счет применения новой технологии добычи нефти [169]. Применение аналогичной технологии на длительно разрабатываемом соседнем Ярегском месторождении тяжелой нефти показало ее жизнеспособность, экономическую и технологическую эффективность.

Технология разработки Нижнечутинского месторождения с учетом трещинного типа коллектора включает следующие мероприятия. Бурение наклонно-горизонтальных скважин длиной до 300-500 м с протяженностью ствола в пласте 250-350 м с пересечением плоскостей фильтрации, вертикальных трещин и тектонических нарушений. Проходка стволов осуществляется из галерей буровыми станками типа ПБС-2Т, используемых на Ярегском месторождении, или аналогичными установками, позволяющими производить наклонное бурение (рис. 6.1). Скважины размещаются веерообразно, до 20 скважин в галерее. Для более полного охвата разработкой и увеличения дебита за счет использования энергии гравитационного режима предусматривается также бурение горизонтально-разветвленных скважин (рис. 6.2).

Способ поддержания пластового давления при разработке залежи производится за счет закачки природного газа, способ эксплуатации – газлифт. Источник газа – газовое месторождение «Водный промысел», расположенное в пределах лицензированного участка, или из магистрального газопровода, проходящего через Нижнечутинское месторождение.

Подготовка нефти осуществляется непосредственно на месторождении с подачей продукта в нефтепровод «Ухта-Ярославль» или вывозится автоцистернами в Ухту на пункт приема в ОАО «СМН» или на Ухтинский НПЗ.

Одновременно производятся работы, связанные с уточнением строения месторождения, расконсервацией существующего фонда скважин и рекультивацией загрязненных ранее земель.

Для определения рентабельности проекта были проведены технико-экономические расчеты. Расчеты показали, что при достижении проектного уровня добычи нефти рентабельность – до 300%, что значительно выше большинства российских нефтедобывающих предприятий.

Факторы высокой рентабельности:

1. Низкие транспортные расходы:

- до НПС магистрального нефтепровода – 24 км;

- до Ухтинского нефтеперерабатывающего завода – 18 км;

- до железнодорожной станции Ухта – 20 км;

- до действующего магистрального нефтепровода «Ухта-Ярославль» – 1 км.

2. Практическое отсутствие расходов на социальную инфраструктуру (до города Ухта – 18 км).

3. Малая глубина залегания нефти (до 100 м).

4. Отличные товарные свойства нефти (плотность – 0,856 г/см³, содержание бензиновых фракций – до 30%, низкое содержание парафина и серы).

 

Рис. 6.1. План и профиль куста наклонно-горизонтальных скважин

 

Рис. 6.2. Схема профиля наклонно-горизонтальной скважины с 2 ответвлениями

 

 

При цене ссудного капитала 15% чистая прибыль компании за 30 лет составит около 25 млн. USD. При ставке дисконтирования 15% чистый приведенный доход (NPV) достигнет 13 млн. USD. Период окупаемости проекта (РВР) – 113 месяцев. Индекс рентабельности проекта (PI) – 2,07. Внутренняя ставка доходности нефтедобычи за 350 месяцев (IRR) – 22%.

Реализация проекта предприятием ООО «Нефтегазпромтех» предусматривает два этапа.

Первый этап предусматривает привлечение инвестиций и организацию нефтедобычи на Нижнечутинском месторождении лицензионного участка. Этап включает следующие мероприятия (в соответствии с отработанной технологией освоения нефтяных месторождений):

- строительство и обустройство скважин, строительство ЛЭП, пункта подготовки нефти и добыча нефти;

- строительство новых и улучшение имеющихся дорог для транспортировки нефти автотранспортом (до НПС магистрального нефтепровода, до нефтеперерабатывающего завода или до нефтеналивной эстакады для транспортировки нефти по железной дороге);

- строительство нефтепровода и транспортировка добываемой нефти по трубе (до пункта врезки в действующий магистральный нефтепровод);

- строительство нефтеналивной эстакады для транспортировки нефти в цистернах по железной дороге.

Второй этап включает поиски, разведку и организацию нефтедобычи на остальных нефтяных ловушках лицензионного участка.

Для осуществления проекта необходимо привлечение сторонних инвестиций: для закупки техники и оборудования, строительства и обустройства скважин, строительства ЛЭП и пункта подготовки нефти, строительства или улучшения дорог, строительства нефтепровода до пункта врезки в действующий магистральный нефтепровод и узла учета нефти, а также авансирования оборотного капитала.

Общий объем необходимых инвестиций составляет более 14 млн. USD. Реализация проекта предполагает продолжительность фазы сторонних инвестиций до 18-го месяца от начала реализации проекта. Форма финансирования проекта – прямые инвестиции. Проект реализуется с момента начала инвестиций. Инвестиции в проект носят единовременный характер и окупаются в течение 95 месяцев. Возврат кредита будет производиться в течение 113 месяцев с момента инвестирования.

Распределение рисков при осуществлении проекта предусматривается в соответствии с международными принципами проектного или венчурного финансирования.

 

6.2. Усинское нефтяное месторождение

При изучении сложнопостроенного карбонатного резервуара среднего карбона-нижней перми Усинского месторождения, содержащего крупнейшую в ТПП залежь тяжелой нефти, были выделены локальные участки, в пределах которых наряду с коллекторами порового типа, широко развиты трещиноватость и карст. Такие участки, незначительно отличаясь от смежных по объему содержащихся в них флюидов, характеризуются аномально высокими фильтрационными параметрами коллекторов и названы трещинно-карстовыми зонами [78, 123, 126, 131, 157].

Наиболее интенсивно выщелачивание карбонатных отложений С₂-Р₁ Усинского месторождения происходило в периоды перерыва в осадконакоплении, когда карбонатные породы выводились в зону свободного водообмена с активной инфильтрацией атмосферных вод недонасыщенных СаСО₃. Известно, что развитие карста с максимальной полнотой осуществляется в верхней части земной коры в обстановке активного гидродинамического режима и выщелачивания карбонатов [57, 89, 96, 108]. В пределах Усинской площади такие условия существовали в пермское время, когда морской режим седиментации сменился прибрежно-морским и континентальным. В это время карбонатные породы среднего карбона-нижней перми были выведены на поверхность, подвергаясь интенсивным гипергенным преобразованиям.

Для выделения участков карбонатного резервуара, длительно подвергавшихся активному гипергенному воздействию, были построены палеоструктурные карты кровли пермо-карбонового резервуара к началу каждой из четырех пачек, выделенных в терригенных, преимущественно глинистых отложениях верхней перми, перекрывающих залежь тяжелой нефти. Этим пачкам снизу вверх были присвоены индексы, соответственно: 1, 2, 3, 4. Построенные палеоструктурные карты приведены на рисунках 6.3; 6.4; 6.5; 6.6.

На палеоструктурной карте кровли карбонатных отложений среднего карбона-нижней перми к началу формирования пачки 2 видно, что значительная часть карбонатного резервуара находилась в зоне активного гипергенного воздействия и лишь периферийные участки были перекрыты глинистыми терригенными отложениями нижней и верхней перми мощностью от 10 до 80 м (рис. 6.3).

Рис. 6.3. Палеоструктурная карта кровли карбонатных пород C₂-P₁ Усинского месторождения к началу формирования пачки 2:

1 – эксплуатационные скважины; 2 – полеоизогипсы кровли карбонатных пород C₂-P₁; 3 – зоны разуплотнения; 4 – участки разработки; 5 – зоны отсутствия глинистых отложений верхней перми

 

К началу формирования пачки 3 большая часть карбонатного резервуара была перекрыта глинисто-алевритовыми отложениями верхней перми и лишь два локальных участка находились в зоне отсутствия глинистых осадков. Первый участок расположен в районе скважин №№ 1025, 1026, 1087, 2759, а второй – в районе скважин №№ 2862, 2863, 2867, 2873, 2980, 2981, 2988 (рис. 6.4).

 

Рис. 6.4. Палеоструктурная карта кровли карбонатных пород С₂-P₁ Усинского месторождения к началу формирования пачки 3. Условные обозначения смотри к рис. 6.3

 

 

К началу формирования четвертой пачки (рис. 6.5) весь карбонатный резервуар был перекрыт толщей глинистых отложений мощностью от 80 м (в своде) до 220 м (на крыльях). Участков, подвергавшихся в это время активному гипергенезу, не было, весь карбонатный массив был погребен под глинисто-алевритовые отложения, которые ограничивали доступ атмосферных вод.

К началу триасового периода (рис. 6.6) мощность пермской терригенной глинистой толщи, перекрывающей карбонатный резервуар, еще более возросла и составляла от 140 м в сводовой части структуры до 320 м на периклиналях.

Проведенные палеоструктурные реконструкции показали, что наиболее длительное время активному воздействию агрессивных атмосферных вод подвергались карбонатные породы в районе скважин №№ 1025, 1026, 1087, 2759 (местоположение этого участка примерно соответствует границам опытно-промышленного участка Е₁) и в районе скважин №№ 2862, 2863, 2864, 2867, 2980, 2981, 2988, 2873. Именно на этих участках наиболее интенсивно протекали процессы выщелачивания карбонатных пород с образованием палеокарста. Поэтому карбонатные коллекторы здесь должны характеризоваться наиболее высокими фильтрационно-емкостными свойствами.

 

 

Рис. 6.5. Палеоструктурная карта кровли карбонатных пород C₂-P₁ Усинского месторождения к началу формирования пачки 4. Условные обозначения смотри к рис. 6.3

 

 

Многолетний опыт разработки участка Е₁ в полной мере подтверждает вывод о высоких фильтрационно-емкостных свойствах (ФЕС) карбонатных коллекторов, которые обеспечивают высокие дебиты скважин. Текущая нефтеотдача на участке Е₁ на конец 1988 года составила по проведенным расчетом 13,4% и лишь немного отличалась от нефтеотдачи, достигнутой на участке ПТВ (15%), где к тому времени интенсивно велась закачка пара с целью повышения нефтеотдачи. По второму участку, который эксплуатируется более короткий срок, работа скважин также свидетельствует о высоких ФЕС коллекторов. По состоянию на 01.01.89г. в пределах этого участка работало 30 добывающих скважин, среднесуточные дебиты тяжелой нефти в которых составляли в среднем 15-20 т/сут. Наиболее высокой продуктивностью в этот период характеризовались скважины №№ 2863, 2864, 2867, 2868, 6190, их среднесуточные дебиты были, соответственно, 52,2; 42,6; 55,3; 55 и 49,2 т/сут. Примечательно то, что все эти высокодебитные скважины расположены в пределах выделенных трещинно-карстовых зон. Среднее значение суточного дебита тяжелой (r_н=0.943 г/см³) нефти скважин этого участка в 1988г. составило 23,9 т/сут, что подтверждает наличие коллекторов трещинно-карстового типа с высокими ФЕС.

 

Рис. 6.6. Палеоструктурная карта кровли карбонатных пород C₂-P₁ Усинского месторождения к началу раннего триаса. Условные обозначения смотри к рис. 6.3

 

 

Следует также отметить участок, расположенный южнее названных выше, который ограничен палеоизогипсой минус 40 м (рис. 6.4). Карбонатные породы на этом участке подвергались активному воздействию агрессивных поверхностных вод менее продолжительное время. Однако процессы выщелачивания здесь были довольно продолжительными относительно смежных участков. Следовательно, этот участок также должен отличаться высокими коллекторскими свойствами карбонатных пород.

О высоких ФЕС продуктивных пород всех вышеназванных участков могут свидетельствовать, в частности, результаты гидродинамических исследований скважин. Например, по данным А.П. Базылева [11] проницаемость карбонатных коллекторов на участке Е₂ в районе скважин №№ 1517, 1034, 1035, 1041, установленная по результатам гидропрослушивания, составляет от 34 до 124 мкм². При этом преимущественная фильтрация происходит в северо-восточном направлении по линии скважин №№ 1517-1035 вдоль выделенной нами трещинно-карстовой зоны, также имеющей северо-восточное простирание. Высокие фильтрационные параметры карбонатных коллекторов по данным гидропрослушивания зафиксированы также в районе скважин №№ 425 и 3310, расположенных южнее [12]. Проницаемость пород здесь достигает 52 мкм², а приведенная пьезороводность – 0,826 м²/с. Примечательно, что керна с такой проницаемостью из скважин среднекаменноугольно-нижнепемской залежи Усинского месторождения поднято не было.

Таким образом, палеоструктурные реконструкции формирования С₂-Р₁ карбонатного резервуара Усинского месторождения позволили сделать важный вывод о влиянии длительности перерывов в осадконакоплении на вторичные процессы улучшения ФЕС. На участках массивного резервуара, которые наиболее продолжительное время оставались не перекрытыми глинистыми осадками, карбонатные породы подвергались значительным гипергенным преобразованиям вплоть до образования карстовых пустот.

Кроме перерывов в осадконакоплении важное значение при формировании высокоемких вторичных коллекторов имеет также литофациальный состав карбонатных пород. Поэтому изменчивость литологического состава также необходимо в полной мере учитывать при изучении фильтрационно-емкостной неоднородности карбонатных резервуаров.

Результаты палеотектонических исследований в пределах Усинского месторождения позволяют сделать вывод о том, что основные структурно-тектонические особенности С₂-Р₁ резервуара сформировались в результате складкообразовательных движений в герцинский цикл тектогенеза с образованием органогенных построек и формированием высокопроницаемых трещинных зон. Участки высокопроницаемых коллекторов в среднекаменноугольно-нижнепермс-ком карбонатном резервуаре генетически связаны с тектонической трещиноватостью. Кроме трещиноватости интенсивность процессов выщелачивания карбонатных пород и формирования вторичных пустот контролировалась также литофациальным составом и перерывами в осадконакоплении. Все эти процессы предопределяли образование трещинно-карстовых зон и основные закономерности пространственного размещения их в пределах карбонатного массива.

Одним из главных факторов, предопределяющих пространственную зональность высокопроницаемых зон, как отмечено, является тектоническая раздробленность локальных структур, генетически обусловленная складкообразовательными движениями. Так как процессы складкообразования в ТПП происходили на протяжении почти всего палеозойского и мезозойского времени, тектонические трещины в карбонатных породах также образовывались неоднократно. Сформированные в ранние циклы тектогенеза зоны трещиноватости позднее могли быть полностью “залечены”. В дальнейшем при возобновлении тектонических движений новообразование трещин могло происходить как в пределах старых “залеченных” зон, так и на ранее не охваченных трещиноватостью участках карбонатного массива, в местах наибольших деформаций пород.

В истории развития ТПП исследователи [201] выделяют семь основных этапов структурной перестройки, для большинства из которых установлена палеогеографическая обстановка. Это: 1 – начало среднедевонской эпохи; 2 – начало франского века; 3 – начало визейского века; 4 – позднекаменноугольно-раннепермское время; 5 – начало триасового периода; 6 – предсреднеюрское время; 7 – новейшее время. Из них первые три отвечают “демиссионному периоду”, последние – “эмерсионному”. В демиссионный период преобладали унаследованные тектонические движения. В эмерсионный период наиболее резко были выражены контрастность и наложенный характер структуроформирующих движений.

Не все из отмеченных этапов сопровождались интенсивным структурообразованием и влияли на распределение залежей углеводородов. Однако неоспорима роль структурообразующих движений на любом этапе и связанных с ними разрывов в улучшении коллекторских свойств карбонатных пород. В областях наиболее интенсивного воздымания широко были развиты процессы выщелачивания, возникновения вторичной пористости и карстовых полостей.

В конце визейско-раннеартинского этапа произошла крупная перестройка структурного плана всей территории Тимано-Печорской провинции, которая связана с формированием Уральской горноскладчатой системы [201]. Наиболее активно эти процессы протекали в ранней перми. Формирование инверсионных структур, особенно отчетливо проявилось в Печоро-Колвинском авлакогене. Этот процесс сопровождался образованием Печоро-Кожвинского и Колвинского инверсионных мегавалов на месте глубоких “трогов” авлакогена. В результате этого обособились Денисовская, Хорейверская и Ижма-Печорская впадины.

На сформированных в это время поднятиях активно развивались процессы выщелачивания, каверно- и карстообразования в подстилающих карбонатных комплексах с улучшением ФЕС пород-коллекторов под поверхностью несогласия. Влияние процессов карстообразования на ФЕС особенно отчетливо проявилось на локальных структурах в период интенсивного предраннепермского размыва. Об этом свидетельствуют интенсивные поглощения глинистого раствора и провалы инструмента при бурении скважин в карбонатных отложениях С₂-С₃ на Усинской, Вуктыльской, Возейской и др. площадях ТПП.

Следует отметить, что процессы выщелачивания с образованием вторичных пустот происходили неравномерно. Наиболее активно эти процессы протекали на интенсивно дислоцированных участках (в зонах трещиноватости, дробления и вдоль разрывных нарушений). Такими условиями характеризовались, как правило, осевые части брахиантиклинальных структур.

Вертикальные зоны трещиноватости и разрывные нарушения не только способствовали глубокой инфильтрации агрессивных атмосферных вод, не донасыщенных СаСО₃, в карбонатные массивы и выносу продуктов выщелачивания, но и обеспечивали эксфильтрацию пластовых вод из подстилающих отложений, нередко содержащих Н₂S и СО₂. Вследствие смешивания вод различного состава в карбонатных резервуарах в зонах трещиноватости нередко возникали гидрохимические аномалии, способствующие образованию как поверхностного, так и глубинного карста. Возможность формирования глубинного карста в карбонатных породах на участках гидрохимических аномалий отмечена В.Н. Быковым и А.Л. Балдиной в работе [25]. Процессы образования карстовых коллекторов в С₂-Р₁ породах Усинского месторождения в зонах вертикальной трещиноватости, являющихся участками межрезервуарных перетоков и смешивания сероводородсодержащих вод из отложений серпуховского надгоризонта были рассмотрены автором в работе [124]. В процессе исследований пластовых вод и проб нефти во многих скважинах С₂-Р₁ залежи был зафиксирован сероводород (до 2,3 г/м³), который не отмечался на начальной стадии разработки. Присутствие Н₂S обнаружено в нефтяном газе и воде скважин на участке ПТВ-1 и Е₁, а также в пробах пластовой воды из скважин, расположенных в зонах разуплотнения (рис. 6.7).

Появление Н₂S на участке ПТВ-1 вполне закономерно, так как “порог” термической стабильности сероорганических соединений нефти из С₂-Р₁ отложений (80-100⁰С) значительно ниже температуры закачиваемого в пласт теплоносителя (250-270⁰С). Наличие Н₂S в продукции скважин, удаленных на значительное расстояние от участка ПТВ-1 и расположенных в зонах разуплотнения, объясняется прорывом по этим зонам пластовых подошвенных вод, содержащих Н₂S. Появление сероводорода связано с проникновением его из отложений сульфатно-карбонатной толщи серпуховского надгоризонта, где количество его достигает 800 мг/л. Это вполне вероятно, если учесть, что в пластовых водах других частей залежи Н₂S не обнаружен. О проникновении его из подстилающих сульфатно-карбонатных отложений свидетельствует также повышенное содержание сульфат-иона в пробах воды из скважин, расположенных в зонах разуплотнения. Характеристика пластовых вод, а также средние значения физико-химических показателей приведены в таблице 6.1. Поступление серпуховской воды в пермо-карбоновый резервуар подтверждается гидрохимическими расчетами, а также экспериментами по смешиванию пластовых вод из среднекаменноугольно-нижнепермских и серпуховских отложений, проведенными К.В. Лебедевой. Для проведения экспериментов в скв. №№ 3252, 3361 были отобраны пробы пластовой воды из С₂-Р₁отложений, а в скв. № 431 – из отложений С₁s.

 

Рис. 6.7. Схема распространения сероводорода по площади С₂-Р₁ залежи Усинского месторождения: 1 – контур нефтеносности; 2 – зоны разуплотнения; скважины: 3 – с сероводородом в попутном газе (в числителе – номер скважины, в знаменателе – содержание Н₂S в мг/м³); 4 – с сероводородом в пластовых водах; 5 – с интенсивной пиритизацией известняков (по керну); 6 – пробуренные с провалами бурового инструмента; 7 – в которых Н₂S не обнаружен; 8 – участок паротеплового воздействия ПТВ-1; 9 – участки, на которых планировались работы по влажному внутрипластовому горению

 

 

В результате изучение кернового материала и шлифов Усинского месторождения установлено присутствие дисперснорассеяного и микрокристаллического пирита по всему разрезу С₂-Р₁ залежи. Пирит приурочен к трещинам, микротрещинам, стилолитовым швам и кавернам, а также находится в дисперсно-рассеянной форме вдоль микротрещин, что свидетельствует о его эпигенетичности. Участки интенсивной пиритизации в основном совпадают с выделенными зонами разуплотнения пород. Источником образования пирита здесь мог быть лишь сероводород, растворенный в пластовых водах сульфатно-карбонатной толщи серпуховского надгоризонта (рис. 6.8). Н₂S в процессе миграции по трещинам связывался окислами железа, образуя микрокристаллический пирит.

 

Таблица 6.1

Физико-химическая характеристика пластовых вод карбонатных отложений

карбона-нижней перми Усинского нефтяного месторождения

 

Возраст отложений	Плот-ность, г/см3	Мине-рали-зация, мг/л	рН	Содержание ионов, мг/л	Содержание H2S, мг/л
Cl-	SO42-	HCO3-	Ca2+	Mg2+	Na++ K+
C2-P1 (ср. значение по 21 анализу)	1,049		7,2	43578,7	262,9	119,2	6766,8	2500,9	15922,5	отсут.
C2-P1 скв. в зонах разуплотне-ния: скв. №3195 скв. №3261 скв. №3252 скв. №3253 скв. №3305	1,061 1,056 1,057 1,062 1,057		6,7 7,0 7,0 6,4 7,7	46452,6 44998,6 50353,2 54253,8 53461,6	650.0 850,0 530,0 650,0 725,0	366,0 158,0 183,0 170,8 219,6	7815,6 8016,0 8617,2 8012,0 7815,0	2760,0 4320,0 3120,0 1683,2 2040,0	17028,7 16086,9 17906,8 19860,7 44550,6	прис. прис. прис. прис. прис.
С1s ср. значение	1,057		7,4	44105,3	2009,4	368,7	5996,3	1583,2	19860,7	до

 

Отмечается несколько генераций пирита. В более ранних из них кристаллы пирита, как и сама порода, пронизана микротрещинами, новообразованный пирит не подвержен трещиноватости. Вертикально-зональное распространение пирита нескольких генераций и установленная связь между зонами разуплотнения, сероводородной средой и участками интенсивной пиритизации позволяют предполагать неоднократное внедрении сероводородных вод из подстилающей сульфатно-карбонатной толщи в вышележащий карбонатный резервуар.

Зоны разуплотнения в карбонатах С₂-Р₁ Усинского месторождения характеризуются высокой закарстованностью известняков, о чем свидетельствуют многочисленные провалы инструмента и интенсивные поглощения промывочной жидкости в процессе бурения. За пределами этих зон наличие карста не отмечается (рис. 6.7). Это указывает на определенную связь между закарстованностью и участками внедрения агрессивных сероводородсодержащих вод.

Теоретически доказано и подтверждено экспериментально, что в присутствии Н₂S способность водных растворов “транспортировать” кальцит резко возрастает. В местах генерации сероводорода растворы становятся крайне “агрессивны-ми” по отношению к карбонату кальция и способствуют интенсивному выщелачиванию и карстообразованию [124, 197]. Этот процесс сопровождается переносом и вторичным переотложением комплекса минералов: кальцит, доломит, анидрит и др. В керне из карбонатного резервуара залежи, в кавернах и трещинах присутствует вторичный кальцит, также отмечена вторичная ангидритизация и пиритизация трещин и пустот, что свидетельствует о растворении карбонатов агрессивными сероводородными водами их подстилающих отложений нижнего карбона.

 

 

Рис. 6.8. Схематический геологический профиль Усинского месторождения:

1 – залежь нефти в песчаниках среднего девона; 2 – залежь тяжелой нефти в среднекаменноугольно-нижнепермских отложениях; 3 – сероводородсодержащая сульфатно-карбонатная толща серпуховского надгоризонта нижнего карбона

Для процесса выщелачивания карбонатов наиболее благоприятно эпизодическое проникновение и окисление сероводорода. Необходимым условием его реализации является трещиноватость, поскольку она обусловливает фильтрацию растворов с выносом продуктов выщелачивания карбонатных пород. Наиболее интенсивно процесс протекает при выводе карбонатов на поверхность в условиях морских регрессий и перерывов в осадконакоплении. По мере денудации пород, более активной в зоне дизъюнктивных дислокаций и тектонического разуплотнения, увеличивается приток инфильтрационных кислородсодержащих вод. Избыток кислорода приводит к окислению Н₂S, поступающего из подстилающих отложений, до элементарной серы и серной кислоты. Кислые растворы способствуют интенсивному выщелачиванию СаСО₃ с образованием каверн и карстовых полостей.

На Усинском месторождении на участках интенсивной трещиноватости происходило периодическое внедрение агрессивных сероводородных вод в среднекаменноугольно-нижнепермские карбонатные породы из сульфатно-карбо-натных отложений нижнего карбона. Отсутствие Н₂S на начальном этапе разработки С₂-Р₁ залежи и появление его в процессе эксплуатации объясняются снижением пластового давления и прорывом серпуховских вод по вертикальным зонам трещиноватости.

Аналогичные условия могут возникать на этапах формирования и последующего развития антиклинальных структур за счет образования трещиноватости в практически непроницаемых ангидритах, что способствует проникновению сероводородных вод в вышележащие карбонатные резервуары. При этом часть Н₂S связывается окислами железа с образованием микрокристаллического дисперснорассеянного пирита на путях его миграции, часть его окисляется до элементарной серы, а другая – непосредственно участвует в растворении и транспортировке карбоната кальция.

Процесс интенсивного растворения СаСО₃ агрессивными сероводородными водами способствует значительному улучшению фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов первично трещинного или трещинно-порового типа. Он приводит к увеличению уже имеющихся пустот и к возникновению новых, обычно вдоль трещин. Размер пустот по керну варьирует от сотых долей до 2 см. Встречаются также карстовые полости. О чем свидетельствуют провалы бурового инструмента до 8 м. Процессы выщелачивания крайне неравномерно происходят по площади и разрезу. Сероводородные воды, внедряясь в карбонатную толщу по зонам трещиноватости, способствуют интенсивному растворению прежде всего ”чистых” известняков и в меньшей степени заглинизированных. В результате формируется неоднородный карбонатный резервуар с высокопроницаемыми трещинно-карстовыми коллекторами, типичным примером которых являются карстовые коллекторы среднекаменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения.

Таким образом, проведенные комплексные исследования позволили значительно уточнить структурно-тектоническую и фильтрационно-емкостную модель сложнопостроенного массивного карбонатного резервуара Усинского месторождения. Основные особенности уточненной модели заключаются в том, что в разрезе С₂-Р₁ залежи можно выделить два структурных этажа карбонатных пород, сформировавшихся в принципиально разных структурно-тектонических условиях и имеющих разную литофациальную характеристику.

Нижний структурный этаж, включающий менее мощную часть нефтяной залежи, представлен чередованием глинистых известняков, известняков и доломитов, имеющих четко выраженное пластовое строение. Выдержанная толщина карбонатных пластов нижнего структурного этажа в пределах всей залежи, отличная их коррелируемость и более высокая глинистость позволяют говорить о том, что карбонатные породы этой части резервуара накапливались в относительно спокойном тектоническом режиме, в условиях аридного климата и неглубокого морского бассейна.

Формирование верхнего структурного этажа, представляющего более мощную часть нефтеносного резервуара, происходило в ходе начавшегося активного роста Усинской структуры, что способствовало образованию мелководных органогенных, органогенно-обломочных и органогенно-детритовых известняков с карбонатностью, достигающей 97-99%, а также росту органогенных построек, мощностью от нескольких метров до 40-60 м. Карбонатные породы верхнего структурного яруса подвергались интенсивным размывам и волновым разрушениям в периоды выхода их на поверхность. Иная литологическая характеристика карбонатных пород верхней части резервуара позволяет сделать вывод о резкой смене структурно-фациальных условий в процессе формирования отложений верхнего структурного этажа.

Установленная двухъярусная структурно-тектоническая модель С₂-Р₁ резервуара значительно усложняется наличием субвертикальных трещинных дислокаций, которые группируются в линейные зоны определенной ориентировки, пронизывающие как нижнюю, так и верхнюю часть резервуара (рис. 6.9). Карбонатные породы в пределах трещинных зон в значительной степени закарстованы и обладают высокими фильтрационно-емкостными свойствами, обеспечивая хорошую гидродинамическую связь между различными частями резервуара как по разрезу, так и по площади.

Кроме того, на современном структурно-тектоническом плане С₂-Р₁ резервуара в значительной степени отразился длительный верхнепермский перерыв в осадконакоплении, который способствовал сильному размыву чистых органогенных известняков на отдельных участках и образованию палеокарстовых воронок и эрозионных врезов крупных размеров. Эти процессы привели к существенной дифференциации рельефа кровли карбонатных пород С₂-Р₁, что достаточно отчетливо можно увидеть на структурной карте.

Схематически структурно-тектоническая модель С₂-Р₁ залежи представлена на рис. 6.9. Предложенная модель сложнопостроенного массивного карбонатного резервуара, содержащего тяжелую высоковязкую нефть, требует дифференцированного подхода к разработке верхнего и нижнего структурных этажей. Кроме того, для организации эффективного процесса нефтедобычи необходимо в полной мере учитывать наличие в пределах залежи высокопроницаемых линейных трещинно-карстовых зон. Эти зоны пронизывают оба структурных этажа залежи и в значительной степени предопределяют опережающее поступление подошвенных и законтурных вод в нефтеносную часть резервуара, а также контролируют преимущественные направления потоков фильтрации при добыче нефти и закачке в пласт теплоносителей. Опыт разработки С₂-Р₁ залежи позволяет предполагать, что доля зон высокой проницаемости в объеме залежи достигает 25- 30% [186]. Высокопроницаемые зоны в основном представляют собой трещиноватые крупнопоровые, кавернозные и закарстованные суперколлекторы, вытянутые преимущественно в северо-восточном и северо-западном направлении. Про­ницаемость суперколлекторов, определенная по результатам гидродинамиче­ских исследований скважин, превышает проницаемость

123Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: