Геолого-физические особенности сложнопостроенных залежей нефти в связи с совершенствованием их доразработки (на примере месторождений Долинского нефтепромыслового района)

- 2 -
СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ......................................................._5_
1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ДОЛИНСКОГО НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО РАЙОНА.....................10
1.1. Особенности геологического строения месторождений . 10.
1.2. Условия нефтегазоносности месторождений .............. 17.
1.3. Физико-химические свойства нефти я газа .............. 24.
1.4. Изучение физических свойств коллекторов по промысловым данным..............................................._29
2. ИЗУЧЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ МЕНИЛИТОВОй
ЗАЛЕЖИ ДОЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ..........................._33_
2.1. Расчленение менилитовой святы я методология детальной корреляции разрезов скважин .................... _33
2.2. Исследование распространения продуктивных пластов
по площади я разрезу ................................._37
2.3. Показатели неоднородности продуктивных горизонтов . _60
2.4. Изучение коллекторских свойств пород по промысловогеофизическим данным......................................._бб
3. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ДОЛИНСКОГО НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО РАЙОНА...................._б9
3.1. Состояние разработки месторождений Долянского нефтепромыслового района ....... ...........................69
3.2. Особенности разработки менилитовой залежи Долинского месторождения .. ............................... 74
3.3. Особенности разработки эоценовой залежи Северо-Долинского месторождения ................................. _78
3.4. Структура запасов нефти сложнопостроенных залежей
и особенности их выработки при заводнении ...... 87
3.5. Краткая характеристика заводненных залежей нефти я
способов их доразработки .............................. ^93
4. ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ДОРАЗРАБОТКИ ЗАВОДНЕННЫХ
НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЕЕЙ ПРИ РЕЖИМЕ ИСТОЩЕНИЯ............................98
4.1. Обзор теоретических исследований по дораъработке заводненных нефтяных залежей при режиме истощения _98
У '
4.2. Методика оценки показателей разработки заводненной залежи нефти при режиме растворенного газа .... 105
4.3. Исследование доразработки заводненной залежи
нефти при режиме истощения ............................. ПО
4.4. Исследование доразработки нефтяной залежи на поздней стадии при смешанном режиме ..........................118
5. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ДОРАЗРАБОТКИ ЗАВОДНЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ПРИ РЕЖИМЕ ИСТОЩЕНИЯ..............................124
5.1. Лабораторные исследования доразработки заводненных
нефтяных пластов при режиме истощения ............ 124
5.2. Промысловые опыты по доразработке заводненных
залежей нефти при режиме истощения ......................132
5.3. Результаты промысловых экспериментов по доразработке слоннопостроенных залежей нефти при режиме истощения.....................................................144
ЗАКЛЮЧЕНИЕ...........................................................158
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ .....................................163
ПРИЛОЖЕНИЯ...........................................................181
В перяклинальных частях Долинская и Северо-Долинская струк- , туры осложнены Свичским я Турянскям разрываш с амплитудами смеще-няя слоев равными соответственно 400 я 700 м. Свичский сбросо-сдвиг отсекает от центрального - Долянского блока ( основной приподнятой частя Долянской и Северо-Долинской складок ) северо-западный яля Болеховскяй блок, а Турянский - юго-восточный яля Южно-Долинский блок. Помимо указанных сбросо-сдвигов структуры разбиты рядом поперечных и продольных дизъюнктивных нарушений с амплитудой от 10 до 80 м на ряд тектонических блоков ( см. рис. 1.2, 1.3 ).
На исследуемых месторождениях присутствуют также малоамплитудные сбросы ( до 10 м ), которые , как правило, трудно выделить и трассировать в пространстве. Но для маломощных ( до 10 м ) плас -тов-коллекторов и эти малоамплитудные дизъюнктивные нарушения также будут экранирующими. Поэтому характерной особенностью сложно -построенных залежей Долянского нефтепромыслового района является наличие в их продуктивных толщах большого количества локальных тектонически экранированных ловушек нефти я газа.
1.2. Условия нефтегазоносности месторождений
Нефтегазоносность, гидрогеологическая характеристика и режим месторождений Долянского нефтепромыслового района детально изуче -ны и описаны в работах / 20, 22, 43,44, 50, 93-95 и др. /. По материалам этих исследований и наблюдений автора ниже дается краткая характеристика условий нефтегазоносности Долянского и Северо-Долин-ского месторождений.
1.2.I. Нефтегазоносность Долянского и Северо-Долинского месторождений
Наиболее разведанным и важным с точки зрения промышленной нефтегазоносности на Долинском месторождения является приподнятый
- 18 -
центральный или Долинский блок, в пределах которого расположены почти все добывающие скважины. Промышленная нефтегазоносность здесь связана с отложениями менилитовой, быстрицкой, выгодской и маняв -ской свит. Нефтгазоносные пласты рассредоточены в осадочной толще значительной толщины и сложены неоднородными терригенными коллекторами в основном с низкими фильтрационно-емкостными параметрами.
За период 1950-1983 гг. менилитовая толща Долинского место -рождения была опробована в 151 скважине. Начальные дебиты нефти по скважинам колебались в пределах 0,5-500 т/сут, находясь в большинстве случаев в интервале значений 20-100 т/сут. Газовый фактор в зависимости от времени опробования и места расположения скважин на площади варьировал от 40 до 6430 м3/т.
Помимо опробования менилитовых отложений, как единого эксплуатационного объекта, в ряде скважин были испытаны отдельные гори -зонты. Так, при опробовании верхнеменилитовых отложений начальные дебиты нефти изменялись от 5 до 30 т/сут, а газовые факторы нахо -дились в пределах 85-220 м^/т. Произведено также совместное испы -тание верхнє- и среднеменилитовых отложений . Начальные дебиты нефти по скважинам колебались в пределах 22,5-82,4 т/сут, газовые факторы изменялись от 130 до 220 м^/т. При опробовании нижнеменилито-вых отложений дебиты нефти варьировали в пределах 64-120 т/сут, а газовые факторы составляли 160-549 м^/т. В оценочных скважинах (№ 631, 637, 640, 645, 649 и 651 ) раздельно испытывались пачки и пласты коллекторов нижнє- и среднеменилитовой подсвит. Результаты опробования их подтверждают нефтегазоносность коллекторов менилито -вой толщи Долинского месторождения по всему разрезу / 115 /.
Глубина залегания продуктивных горизонтов менилитовой залежи изменяется от 1580 до ЗОЮ м, составляя в среднем 2400 м. В пределах Долинского блока залежь прослеживается вдоль оси складки на