Розглянуто проблему встановлення особливостей літогенетичної тріщинуватості нафтогазоносних олігоценових відкладів Надвірнянського нафтопромислового району. Встановлено закономірність поширення літогенетичних тріщин у розрізі олігоценових відкладів. Досліджено характер заповнення тріщин різнорідними вуглеводневими компонентами. Гідродинамічними розрахунками, мікроскопічними та петрофізичними дослідженнями встановлено, що пошарові літогенетичні тріщини беруть участь у формуванні ємнісно-фільтраційних властивостей поровотріщинних колекторів менілітової світи. Доведено, що системи пошарових літогенетичних тріщин зумовлюють значне підвищення проникності олігоценових відкладів та відповідно впливають на процес нафтовилучення.

Досліджено літогенетичну тріщинуватість (ЛГТ) порід-колекторів (ПК) і визначено її вплив на особливості нафтоносності олігоценових відкладів Надвірнянського нафтопромислового району. Описано особливості нафтонасичення ПК на підставі результатів комплексних мікроскопічних досліджень. Визначено закономірності просторового поширення ЛГТ в межах локальних нафтогазоносних об'єктів. Проаналізовано роль ЛГТ олігоценових ПК у формуванні їх фільтраційно-ємнісних властивостей. Описано геологічну модель формування ЛГТ олігоценових ПК. Виділено основні чинники впливу на флюїдопровідність ЛГТ. Запропоновано заходи з підвищення ефективності нафтовилучення з порово-тріщинних колекторів.

Досліджено вторинні зміни порожнинного простору глибокозанурених порід-колекторів Внутрішньої зони Передкарпатського прогину (ВЗПКП). У результаті вивчення та аналізу кернового матеріалу з глибоких і надглибоких свердловин ВЗПКП встановлено, що формування зон постседиментаційного розущільнення порід та, відповідно, покращання фільтраційно-ємнісних властивостей піщано-алевритових колекторів з аномально високими значеннями їх пористості та проникності зумовлене розташуванням свердловин в районі активної тектонічної діяльності з широким розвитком диз'юнктивних порушень. А відповідне формування вторинного пустотного простору пов'язано з випереджуючим фронтом вуглекислоти, яка поступає в колектор по ослаблених (тріщинуватих) зонах. Доведено, що головними критеріями потенційного прогнозу вторинної пористості на великих глибинах є присутність у розрізі окремих зон з підвищеною пористістю, проникністю та розущільненістю порід на загальному тлі закономірного погіршення колекторських властивостей з глибиною. Прогнозування та картування зон постседиментаційного розущільнення порід як перспективних об'єктів пошуку скупчень нафти та газу на великих глибинах необхідно проводити шляхом комплексування всього наявного геолого-геофізичного матеріалу з залученням даних мінерало-петрографічних, петрофізичних і гідрохімічних досліджень. Під час буріння свердловин необхідно не допускати різкого зниження протитиску на пласт, щоб запобігти незворотному закриттю тріщин, що і є причиною короткотривалих фонтанувань (по декілька тонн на добу) з надглибоких свердловин прогину під час їх випробування.

Проаналізовано вплив тріщинуватості палеогенових глибокозанурених порід-колекторів (П-К) Бориславського нафтопромислового району на їх нафтогазоносність і фільтраційно-ємнісні властивості. Проведено зіставлення проникностей і пористостей П-К глибокозанурених горизонтів з метою виділення типу колектора, що підтверджено також проведеним аналізом продуктивності свердловин. За результатами комплексних мікроскопічних досліджень встановлено широкий розвиток переважно літогенетичної тріщинуватості П-К глибокозанурених горизонтів. Зазначено, що важливу роль у процесі формування фільтраційних властивостей П-К на великих глибинах відіграють зони літогенетичної тріщинуватості, а розвиток таких зон призводить до нерівномірного нафтогазонасичення П-К. Вказано на напрямки для подальших пошуків покладів вуглеводнів, пов'язаних із глибокозануреними горизонтами. Для підвищення ефективності пошуків слід якомога детальніше враховувати особливості поширення окремих пластів, пропластків та їх літологічну неоднорідність.

Розглянуто сучасний стан вивчення постседиментаційних перетворень порід-колекторів. Одержано геолого-статистичні залежності зміни величини гранулярної пористості з глибиною у межах Бориславського нафтопромислового району. Підтверджено, що до глибини 3900 м не спостерігається значного погіршення ємнісно-фільтраційних властивостей палеогенових порід-колекторів. На підставі комплексу лабораторних досліджень шліфів та геофізичних досліджень свердловин виділено інтервали розущільнення палеогенових порід-колекторів. Встановлено, що для утворення вуглеводневих скупчень у щільних глибокозанурених частинах розрізу важливе значення мають формування глибинних зон розущільнення за рахунок механічного розущільнення порід під дією тектонічних процесів та їх фізико-хімічного вилуговування агресивними компонентами міграційних флюїдів. Встановлено, що в зоні середнього та пізнього катагенезу вторинна пористість зумовлює розвиток порід-колекторів промислового значення.

Індекс рубрикатора НБУВ: Д453.1

Рубрики:

Нафта

Шифр НБУВ: Ж24005 Пошук видання у каталогах НБУВ 

На підставі узагальнення раніше відомих, а також нових геолого-геофізичних досліджень, результатів буріння свердловин та лабораторних аналізів керна побудовано схеми поширення ефективних товщин палеогенових відкладів у межах I та II ярусів структур північно-західної частини Внутрішньої зони Передкарпатського прогину. Вивчено характер поширення порід-колекторів, уточнено умови їх формування та встановлено основні закономірності їх просторового поширення, а також особливості фільтраційно-ємнісних властивостей. Одержані результати стали основою для виділення нафтогазоперспективних об'єктів у межах обраного району досліджень. Виділено 9 нафтогазоперспективних об'єктів, просторове положення яких підтверджується наявністю газогеохімічних аномалій. Обсяг сумарних перспективних ресурсів виділених об'єктів, які залягають на глибинах від 2 до 5 км, складають 4221 тис. т нафти. Основними критеріями під час ранжування об'єктів були глибина залягання об'єкта та величина перспективних ресурсів, оскільки вони визначають економічну доцільність буріння свердловин.

На прикладі порід-колекторів нижньопермських відкладів Гнідинцівського нафтового родовища Дніпровсько-Донецької западини виявлено, що дія полімер-глинистого бурового розчину призводить до зниження фазової проникності до 4,2 разів. За допомогою запропонованої методики здійснено тестування ефективності дії 14 % розчину соляної кислоти. Виявлено, що найбільш ефективною є обробка порід-колекторів, де з порового об'єму витіснено фільтрат і вільну нафту. У процесі чого фазова проникність зростає більш ніж в 13 разів у порівнянні з початковою. Описана методика враховує літолого-петрофізичні особливості порід-колекторів і успішно може застосовуватися також за інших геолого-технічних умов залягання продуктивних відкладів. Встановлено, що наявність у поровому об'ємі фільтрату і вуглеводнів не сприяє підвищенню ефективності соляно-кислотних обробок у привибійній зоні пласта.

Results of the research conducted in relation to forming ore, oil and gas-bearing in the Carpathian region are generalized. On the basis of the latest methods of the geologo-statistical design the existence of favourable termal and pressure terms as well as breeds-collectors with the industrial values of porosity on the large depths of the Precarpathian bending is proved. That allows to highly estimate perspectives of oil and gas-bearing in the deepbedding horizons of the explored region.

A comparative description of features of structure and tecsture building of breeds-collectors and their oil and gas bearing of the Precarpathian foredeep basin and the Dnieper-Donetsk depression is done. It is defined the role of thinbeded microcracks in forming collector properties of deepsubmerged breeds-collectors. A possible mechanism of forming is considered to litogenetic cracks of clastic reservoir rocks, related to the features of their sedimentation.

Проаналізовано фактичні дані щодо нафтогазоносності глибокозанурених горизонтів світу. Звернено увагу на нафтогазоносність великих глибин Передкарпатського прогину, відзначено нафтогазопрояви в процесі буріння надглибоких свердловин у цьому районі. Одержано геолого-статистичні залежності зміни початкових пластових тисків і температур у прогині з достатньо встановленою достовірністю результатів. За допомогою геолого-статистичної обробки фактичних даних визначено обернений лінійний тісний зв'язок між пластовою густиною і газовмістом нафт, що дало можливість спрогнозувати вертикальну зональність фазового стану вуглеводнів у надрах прогину.

Розглянуто проблему літогенетичної мікротріщинуватості олігоценових порід-колекторів вуглеводнів Передкарпатського прогину. На підставі дослідження шліфів встановлено, що літогенетичні тріщини в породах-колекторах вуглеводнів групуються в певні системи, що дозволяє використовувати величину густоти тріщин як критерій тріщинуватості породи-колектора. З використанням методів математичної статистики в спеціалізованому пакеті "Statistica" проведено обробку одержаних даних, представлених гістограмами розподілу густоти тріщин та товщини прошарків породи-колектора між літогенетичними тріщинами. Виявлено, що ритмічність осадонагромадження флішових порід Передкарпатського прогину мала значний вплив на формування в них систем пошарової літогенетичної тріщинуватості. Встановлено, що основна нафтонасиченість олігоценових порід-колекторів пов'язана з літогенетичною тріщинуватістю.

Розглянуто проблему встановлення особливостей тріщинуватості порід-колекторів олігоценових відкладів Микуличинського нафтового родовища. Для вирішення поставлених завдань використано мікроскопічні методи дослідження порід-колекторів у шліфах та методи гідродинамічних розрахунків дебітів свердловин. Тріщини олігоценових відкладів групуються у системи паралельно нашаруванню, що свідчить про їх літогенетичну природу. Встановлено закономірність поширення літогенетичних тріщин у розрізі олігоценових відкладів Микуличинського родовища. Доведено, що системи пошарових літогенетичних тріщин зумовлюють значне підвищення проникності олігоценових відкладів, та відповідно впливають на процес нафтовилучення. На основі аналізу побудованої карти інтегральних видобутків олігоценового покладу встановлено підвищення тріщинуватості порід-колекторів біля тектонічного порушення та склепіння, що зумовлює збільшення інтегральних видобутків нафти. Отримані у результаті проведених досліджень дані дали змогу змоделювати будову олігоценового резервуару Микуличинського родовища і розміщення в них колекторів різних типів та встановити особливості просторового поширення поровотріщинних порід-колекторів.

Розглянуто, проаналізовано, систематизовано та узагальнено типові чинники, які призводять до негативних результатів нафтогазопошукових робіт. На основі проведеного детального аналізу кожного з чинників аргументовано пропозиції щодо їх уникнення з метою підвищення ефективності пошукового буріння.

Запропоновано методику дослідження характеру газо- та водонасичення порід-колекторів у свердловинах, де за даними промислово-геофізичних досліджень, геологічниих спостережень під час буріння і геолого-технологічних досліджень виділено інтервали глибин із невизначеним характером флюїдонасичення. Розроблено методичні прийоми визначення абсолютної газопроникності, відкритої пористості, ефективної пористості, фазової газопроникності, коефіцієнта газонасичення, а також граничного значення водонасичення, за якого фазова газопроникність відсутня на зразках шламу, відібраних із таких інтервалів. Описано методику проведення досліджень на прикладі свердловини, пробуреної у зовнішній зоні Передкарпатського прогину. Наведено результати досліджень з визначення фільтраційноємнісних властивостей порід-колекторів на пробах шламу, відібраних з інтервалів глибин залягання тонкошаруватих піщано-глинистих товщ неогену. Описана методика відкриває широкі перспективи в обгрунтуванні флюїдонасичення порід-колекторів у випадках, коли методи геофізичних досліджень свердловин не дозволяють однозначно оцінити характер їх насичення.

Досліджено потенціал нафтогазоносності Західноукраїнського нафтогазоносного регіону. Сформульовано основні напрямки та шляхи збільшення власного видобутку нафти та газу. Серед зазначених напрямків основним, який дасть можливість суттєво підвищити видобуток нафти і газу є відкриття нових родовищ вуглеводнів. Питання відкриття нових родовищ пропонується розділити на три напрямки: пошуки родовищ на малих глибинах (короткострокова перспектива), пошуки родовищ на середніх глибинах та пошуки родовищ на великих глибинах (основні перспективи нарощення видобутків нафти і газу). Проаналізовано геолого-геофізичну інформацію по усіх структурно-тектонічних елементах Західного регіону України, з метою обгрунтування перспектив їх нафтогазоносності та впровадження напрямків подальших геологорозвідувальних робіт. Наведено перспективи нафтогазоносності неогенових та мезозойських відкладів Зовнішньої зони та флішових порід Внутрішньої зони Передкарпатського прогину. Схарактеризовано перспективи нафтогазоносності крейдових та палеогенових відкладів Складчастих Карпат. Окреслено перспективні напрямки подальших нафтогазопошукових робіт у межах зазначених тектонічних елементів Карпатського регіону та запропоновано першочергові об'єкти. Для усіх виділених об'єктів пропонується постановка пошукового буріння і подальших геологорозвідувальних робіт. Найперспективніші нафтогазопошукові об'єкти, що виділені за результатами проведених досліджень проілюстровано відповідними картами та розрізами на невеликих глибинах (до 2000 м) найперспективнішими є Південносливкінське, Ангелівське, Гошівське, та Верхньогутинське підняття. На седедніх глибинах - Печеніжинське, Ключівське, Угільнянське та Боратицьке підняття. На глибинах понад 4000 м - Городищенська структура, Посадське, Дублянське Південнолопушнянське, Бісківське Слободадолинське та Міжрічинське підняття, Підберезька та Добромиль-Стрільбицька складки. Виконано оцінку ресурсного потенціалу виділених нафтогазопошукових об'єктів.

Під час математичного моделювання тектонічних та фізичних процесів, які відбуваються в межах піщано-алевритової товщі, аналіз напружено-деформованого стану є перспективним методом оцінки тріщинуватості порід-колекторів. В попередніх наших дослідженнях обгрунтувано основні підходи до тектонофізичного моделювання даної товщі задля можливості оцінки тріщинуватості перспективних на нафту і газ відкладів. Раніше нами була розроблена модель для симетричної антикліналі. Ця модель не може бути якісно застосована для Внутрішньої зони Передкарпатського прогину через складні форми перегинів пластів. Удосконалення моделі та її апробацію проведено на таких відомих родовищах Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, як Старосамбірське та Південно-Гвіздецьке. Побудовано відповідну модель для асиметричної антикліналі з різною товщиною прошарку по довжині колектора ямненської світи палеоцену Старосамбірського родовища. Результати моделювання засвідчили, що склепіння антикліналі пов`язане з зоною підвищеної тріщинуватості. Натурні дослідження керну підтвердили це твердження. Підвищеної тріщинуватості в зоні зрізу не виявлено. Верхній пласт пісковику менілітової світи Південно-Гвіздецького родовища майже повністю можна віднести до порово-тріщинного та тріщинного типів колектора. Постало питання, наскільки реально за допомогою розробленої нами моделі підтвердити існування такої аномально великої зони підвищеної тріщинуватості. Як наслідок, граничні умови потребували суттєвого удосконалення. Згідно з результатами, зона підвищеної тріщинуватості практично повністю охоплює пласт. Таким чином, під час апробації тектонофізичної моделі на антикліналях родовищ Внутрішньої зони Передкарпатського прогину отримали позитивні результати. Отже, за допомогою розробленої нами моделі досить складні структури можна досліджувати на тектонічну тріщинуватість.