Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геолого-промысловые модели продуктивных отложений ачимовской толщи Большого Уренгоя

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геолого-промысловые модели продуктивных отложений ачимовской толщи Большого Уренгоя"

^ #

^ На правах рукописи

Л/

Пономарев Василий Александрович

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ МОДЕЛИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ БОЛЬШОГО УРЕНГОЯ

04.00.17 - геология, поиски п разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-мииералогическнх наук

Пермь 199?!

Работа выполнена на кафедре 'Теология нефти и газа" Пермского государственною технического университета и в Российском акционерном обществе "Газпром".

Научный руководитель: - доктор геолого-минералогических наук, профессор

В. И. Галкин, Пермский государственный технический университет

Официальные оппоненты: - доктор геолого-шшераяогических наук, профессор

A.Н. Золотое, ТОО «Геосервис», г. Москва

- кандидат геолого-минералогических наук, с.н.с.

B. Д. Спасибко, ЛУКойл-ПсрмНИПИнефи

Ведущее предприятие: - Закрытое акционерное общество "Роспан Интернейшел", г. Москва

Защита состоится " //" ноября 1998 года в 15 часов на заседании диссертационного с вета К 063.66.05 в Пермском государственном техническом университете по адресу:

614600, г.Пермь, ГСП-45, ул. Комсомольски!! проспект, 29а, ауд. 423

Автореферат разослан " у "октября 1998 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогическнх наук,

доцент —fi.П. Наборщик

Актуальность. Крупнейшие 1аадвые и нефтяные месторождения Западной Сибири вступили, либо в ближайшие годы вступят в период падающей добычи. Освоение запасов новых, потенциально очень крупных газонефтяных регионов (Ямальский и Гыданский полуострова Тюменской области, Юрубчсно-Тахомская зона в Красноярском крае, шельф арктических морей и др.), имеющих крайне сложные географо-климатические условия, затруднено ввиду необходимости привлечения значительных инвестиций в производственную и социальную инфраструктуры, реализацию сложных и дорогостоящих транспортных схем. ■

В связи с этим особую актуальность приобретает изучение и вовлечение в промышленную разработку всего комплекса продуктивных отложений, залегающих под крупнейшими газовыми газоконденсатными месторождениями сеномана Ямало-Ненецкого национального округа (ЯННО), где функционируют значительные производственные мощности, трубопроводные и иные транспортпые сети, имеется необходимый кадровый потенциал и его социальное эбеспечепие.

Особого внимания заслуживает освоение значительных ресурсов газа, газоконденсата и 1сфти отложений ачимовской толщи ЯНАО, залегающей в основашш нижнего мела, прогнозные ресурсы которой в Западной Сибири оцениваются в более 5 млрд. тонн по нефти и -азоконденсату и около 5 трлн. м3 по газу. Особое внимание исследователей ачимовская формация стала привлекать после открытия связанной с пей Самбургско-Восточно-Уренгойской ■азонефтеносной зоны, уникальной по геологическим запасам. Однако, освоение значитель-шх потенциальных ресурсов ачимовской толщи сдерживается ввиду сложности и недостаточной изученности геологического строения ловушек и пород-коллекторов, а также термоба-шческого и фазового состояния многокомпонентных флюидальных систем и связапного с 1тим отсутствия их адекватных геологических и геолого-промысловых моделей. Завершение гх разведки, освоение и ввод в промышленную разработку требуют решения ряда сложных •еологаческих и геолого-промысловых задач, имеющих крайне высокую актуальность, как ¡ля геологической науки, так и для практики газопефтедпбьтчи.

Основная цель настоящей работы - разработка методики изучения и построепия гео-югических и геолого-промысловых моделей продуктивных отложений ачимовской толщи ¡ольшого Уренгоя для освоения и проектирования разработки наиболее перспективных залечен углеводородов.

Для достижения поставленной цели были сформулированы и решались следующие за-

ачи.

1. Создание геолого-геофизической модели ачимовских отложений.

2. Апализ структурно-текстурных особенностей ачимовской толщи и ее генезис.

3. Исследование закономерностей распределения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов по площади и разрезу.

4. Изучение термобарических особенностей углеводородных систем.

5. Разработка методики исследования и освоения сложных газоконденсатных систем.

5. Создание геолого-промысловых моделей с пелыо прогпоза добыта газа и конденсата из ачимовских залежей.

Научная иовпзпа н основные защищаемые положения:

- Уточнена стратификация ачимовских и шельфовых отложений неокома Уренгойского и смежных районов;

- Построены модели формирования ачимовских отложений п доказана их генстическа связь с шельфовыми частями неокомских седиментациоиных комплексов;

- Впервые установлены основные закономерности локализации ачимовских отложений;

- Обоснованы геологические п геолого-промысловые модели строения залежей с лип логическим и тектоническим экранированием;

- Впервые разработана новая технология исследования скважин, позволяющая получш достоверные сведения о фильтрационно-емкостных и газоконденсатных харахтерисп ках залежей ачимовских отложений;

- Определены термобарические и промысловые условия газоконденсатных залежей пл став А43.4 и АЧ5 и установлено поведение пластовых углеводородных систем ачимо ских отложений, что необходимо при проектировании систем их разработки;

- Впервые построены статистические модели прогноза деоитов газа и начала конденс цш;

Практическая ценность работы. Результаты исследований автора позволяют о ределить первоочередные объекты для разведки и освоения залежей ачимовской толщи и ; ют геолого-промысловые прогнозы и характеристики коллекторов и флюидов, обеспечива: щие проектирование разработки этих залежей. Основные результаты диссертации легли в t нову планов ГРР по изучению ачимовской толщи Большого Уренгоя, реализовывавшш РАО "Газпром" в 1993-1999 гг. (Проекты ОПЭ Уренгойского, Восточио-Уренгойского и Ca бургского лицензионных участков).

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной рабо неоднократно докладывались и обсухсдались на научных конференциях, семинарах и совег нпях (НТС РАО "Газпром", июнь 1998г, совещание по планам ГРР в Салехарде, май 1998г, координационное совещание главных геологов Тюм -ни, июнь 1S98, комиссия по месторс дениям и ПХГ РАО "Газпром", июнь 1998т), апробировались комиссией по геологии и раз боткс месторождений РАО "Газпром".

В процессе работы использованы результаты исследований, выполненных под руко дством и при непосредствешюм участии автора в подразделениях РАО ГАЗПРОМ. Прове, также анализ опубликованных и фондовых материалов исследований, посвященных изучен ачимовских отложений, выполненных в различных научных и производственных организа ях. Автором систематизированы и статистически обработаны более 2000 единичных опре лений физико-химических параметров ио 50 скважинам. Кроме этого, в процессе исследс ния строились карты толщин, дебитов газа и жидких углеводородов, пластовых сечений и а также профили и разрезы, несущие геолого-геофнзическую информацию.

Публикации. Материалы исследований автора опубликованы в 15 научных работа

За ценные советы и помощью в проведении исследований автор выражает глубо] благодарность и признательность своему научному руководителю д.г.-м.н., професс В.И.Галкину, д.т.н., профессору Е.М. Нанивекому, д.г.-м.н., профессору А.Н. Зологову, ; м.н., профессору П.А. Бродскому, д.г.-м.н. Ф.К.. Салманову, д.г.-м.н. P.A. Сумбатову, к.г-В.В. Ремизову, к.г-м.н. H.A. Туренкову, к.г.-м.н. A.B. Динкову, к.г-м.н. A.A. Нежданову; ботникам производственных организаций, выполнявших под руководством автора сквдя ные эксперименты к исследования Г.Г. Кучерову, Л.Д. Нитишшу, С.М. Лютомскоыу, IJ Гергидаве, Т.Н. Караблевой, С.К. Фсдорцовой, Т.Д. Островской, H.A. Туренкову.

Объем « структура диссертации. Работа состоит из 4^ . Она изложена на /УТстрашщах машинописного текста, содержит 44 рисунка, /*/ табшщ и список литературы из !/Т* наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1. СТРОЕНИЕ, СОСТАВ И УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

Согласно "Стратиграфическому словарю мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской низменности" (1978), ачимовские отложения, называемые «пачкой», «толщей», «формацией» - это невыдержанные как по площади, так и по разрезу песчано-алевритовые пласты, залегающие в основании разреза неокома. Обособление этих своеобразных накоплений в ранге пачки было сделано Ф. Г. Гурари в 1959 г. -

В ачимовскнх песчаных резервуарах в настоящее время открыто более девяноста залежей нефти, газа й конденсата, многие из которых относятся к крупным, а Самбургско-Восточно-Уренгойская зона иефтегазонакопления является гигантской по запасам УВ. Учитывая перспективность ачимовских отложений для поиска новых скоплений углеводородов и необходимость детализации строения уже выявленных залежей УВ, из которых разрабатывается пока единицы, изучение строения и условий формирования этих отложений является зесьма актуальной задачей. Следует также отметить, что модель строения и генезис ачимов-жой толщи вплоть до настоящего времени остаются дискуссионными.

По принятой до середины 70-х гг. субгоризонтальной модели строения неокома пес чаше плас; а в основании его разреза считались одновозрастпыми и датировхчись берризеом->ашшм валанжином.

Революционными в познании строения неокомских отложений Западной Сибири яви-шсь представления А.Л.Наумова, который предложил «клиноформную» модель неокома Наумов, Онищук, Векслер, 1975). Согласно этой модели изохронные седимептациошше по-юрхности в неокомских отложениях погружаются к баженовской свите в направлении от об-1амления к центру седиментациопного бассейна. Одновозрастные отложения имеют резкую зациальпую дифференциацию и представлены вблизи источников сноса континентальными, ;алее прибрежно-морскими и мелководно-морскими, вблизи центра бассейна - глубоководно-юрскими фациями. Использование данпой модели принципиально изменило корреляцию родуктивных пластов неокома.

Формирование ачимовской толщи А.Л.Наумовым, Т.М.Онищуком, Л.Я.Трушковой и ругими сторонниками клипоформной модели неокома связывается с механизмом бокового аполнения морского бассейна обломочным материалом, поступающим в большом количестве о стороны горных сооружении, окружающих Западную Сибирь с востока, юго-востока и се-еро-востока. Одним из главных условий формирования несчано-алевритовых отложений чимовской толщи является превышение скорости поступления обломочного материала над коростыо погружения седиментационного бас^лша. Наилучшие условия для этого существо-зли в периоды кратковременного понижения уровня (регрессивного цикла) морского палео-зссейпа. Такая модель строения пеокома явгясгся наиболее логачной и подтверждается мно-]летнси практикой геологоразведочных работ

Анализ сейсморачпедочных данных МОГТ в комплексе с материалами бурения пок;. зал, что выклинивающиеся песчалые пласты контролируются отражающим» сейсмическим горизонтами ОГ, которые в зонах выклинивания прекращают прослеживаться.

Результаты сейсмогеологического моделирования, сопряженный анализ данных ГИС кернового материала свидетельствуют, что в подавляющем большинстве случаев клинофор». ные ОГ в низах разреза иеокома обусловлены седиментологически и приурочены к контакта пород разного цитологического состава, имеющих различные акустические жесткости.

Индексация песчаных пластов ачимовской толщи с учетом лннзовнд» клиноформного ее строения разработана слабо. Главным образом, это связано с проблемами корреляции описываемых отложений. В производственных организациях используется пре, ложенная Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгсологии (ТТЭ) локальная и: дексация, когда в каждой нефтегазоносной зоне (или даже на отдельном месторождении) в: делястся ряд ачимовских линз с самостоятельными индексами - ач1, ач2, ачЗ и т.п., которые, свою очередь, могут расчленяться на отдельные пласты или прослои. Линзы индексируются возрастанием порядковых номеров от более молодых к более древним. Например, в Уренго ском районе выделяются ачимовскис песчалые тела ач1, ач2, ачЗ-4, ач5, ачб, которые в свс

очередь, мщут расчленяться на отдельные пласты или прослои, как то ачб0, ачб1 и т.п.

%

Для целей прогноза ачимовских песчаных накоплений с улучшенными коллекторск ми свойствами необходим совместный анализ строения ачимовских и синхронных им ше! фовых образований. Установление таких связей для Уренгойского района являлось одной задач проведенных исследований. Кроме того, исхода из вышеизложенного, пеобходи: уточнение строения и условий формирования ачимовских отложений, прогноз локализации морфологии песчаных тел, обладающих хорошими и удовлетворительными фильтрадиош емкостными свойствами, как на поисковой, так и разведочной стадиях геологоразведочне процесса.

Литогенетические особенности ачимовских отложений издались с использовани кернового материала. Проведено изучение текстурных особенностей пород, обобщены зулътаты дробного гранулометрического и количественного минералогического анализов.

Отложения ачимовской толщи представлены переслаиванием песчано-алевритов) алеврито-глипистых и глинистых пород, среди которых преобладают псаммитовые образо пня. Ачимовская толща Самбургско-Восточно-Урсигойской зоиы сложена песча алевритовыми породами с содержанием песчаной фракции в среднем от 25 до 50%. По гра лометрическому составу это средне-мелкозернистые алевритовые песчаники с медианнь. диаметрами 0,08-0,12 мм, обладающие преимущественно средней степенью сортировки об мочиого материала. По изменению гранулометрического состава в разрезах песчаных плас выделяются последовательности с увеличением размера зерен в кровле, в подошве, либо б ковые разрезы (без закономерного изменения зернистости). В количественном отношо среди изученных преобладают, очевидно, отложения конусов выноса. По текстурным особ ностям, детально описанным в работе, ачимовскис отложения отнесены к группе фаций т бидитовых (мутьевых) потоков и ассоциирующихся с тми фаций (склоновые шлей' оползни и т.п.).

Мощности песчаных пластов изменяются от 2-3 до 115 м, чаще составляя 30-70 м. щая цссчанистость разрезов ачимовской толщи и мощности отдельных песчаных и песчг алевритовых пластов в региональном плане сокращаются с востока на запад, от ачб к ач2-ач1. Песчаники относятся к аркозовым и характеризуются преобладанием обломков иоле шпатов (40-55%) над кварцем (25-40%). Состав обломочной части несчано-алевритовых по свидетельствует о том, что материнскими в источниках сноса являлись преимущественно фузивные и метаморфические породы. Отложения характеризуются преимущественно ус-

ччвым, гралат-циркон-апатитовым состазом акцессориев. что свидетельствует о переработке исходного осадочного материала в активной гидродинамической обстановке (шельф). На основании того, что ачимовские песчано-алсвритовые породы наследуют состав шельфовых песчаников, предполагается, что ачимовские тела сформировались за счет поступления обломочного материала с шельфа в глубоководную часть бассейна.

Цемент в песчано-алевритовых породах преимущественно глиппстый, порово-пленочного типа, содержание его в песчаниках 5-10%, в алевролитах - 10-15%. Глинистые породы ачимовской толщи по степени литификации относятся к уплотненным глипам (И.Н.Ушатипский, 1982 г.). Наблюдается определенная цикличность в переслаивании глинистых и песчаных пластов, что объясняется изменением условий седиментации. Всего в пределах Восточно-Уренгойской - Самбургской зоны по изменению состава глинистых минералов .выделено пять этапов лавинной седиментации, разделенных этапами спокойной, нормально-морской седиментации. Это свидетельствует о трансгрессивно-регрессивном режиме осадко-накопления.

В зонах увеличения толщин ачимовекпх песчано-алевритовых тел возрастают содержание песчаной фракции, медианные и максимальные диаметры обломков. В глубоководных зонах сокращения толщин псалемитовых пород уменьшается зернистость, степень сортировки может ухудшаться или улучшаться. В присклоновых (восточных) зонах выклинивания песча-но-алевритовых тел наблюдаются такие же тенденции, однако встречаются песчаные пласты с высокой зернистостью и сортировкой обломков, повышенным содержанием тяжелой фракции, которые могут быть связапы с осадками склоновых шлейфов.

Глава 2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ СТРОЕНИЯ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

Анализ сейсморазведочной информации совместно со скважинными данными позволил выделить на рассматриваемой территории в отложениях неокома осповные сейсмостра-тиграфические комплексы (клиноформы, клипотемы), связанные с трансгрессивно-регрессивным развитием седиментационного бассейна, или сейсмоциклиты (по терминологии Ю.Н. Карогодила, A.A. Нежданова и др.).

Каждый такой комплекс, несмотря па некоторые различия в составе и условиях образования, обладает общими основными чертами строешм и включает шельфовую (ундатема), склоновую (клинотема) и глубоководную (фондотема) части. Размещение песчаных резервуаров в составе комплексов довольно закономерно. Например, шельфовые песчаные пласты глинизируются в верхней части клинотемы, а ачимовские отложения накапливаются в основании клинотемы и в фондотем' Таким образом, сейсмостратиграфический комплекс, или сейсмоциклит, является телом-системой, отдельпые части которого связаны парагенетически. Характерные свойства этих тел-систем позволяют прогнозировать строение и локализацию ловушек и залежей УВ неантиклиналыюго типа в различных частях сейсмощшшта.

Ачимовские песчаные тела, таким образом, распространены вдоль подножий шельфовых террас в виде песчаных гал^.фов различной мощности и ширины. В связи с дискретностью и стохастическим характером потоковой седиментации, они имеют сложную морфологию, для точного изучения которой необходима высокая плотность сетей геологических и геофизических наблюдений.

В волновом сейсмическом доле ачимовская толща характеризуется наличием полого-наклонных в западном направлении отражающих горизонтов (ОГ). с интерференцией примыкающих в этом г-апрдвлеппн к- бажсновской cirne прекращающих прослеживаться, либо

воздымающихся в шельфовую область ка восток. Все основные элеменш сейсмоциклатов, том числе и песчаные резервуары, находят здесь адекватное отражение. Степень выражение сти этих элементов (резервуары, покрьш1ки) на временных сейсмических разрезах определя ется разрешенностыо сейсмической записи и размерами конкретных геологических тел, коте рые необходимо изучать.

При анализе строения ачимовских отложений Уренгойского района использован практически вся имеющаяся к настоящему времени скважинная информация (порядка 30 скважин), материалы региональных и площадных сейсморазведочных работ MOB ОГТ (р< тональные сейсмические профили № 25, 26, 27, площадные работы MOB ОГТ по Восточнс Уренгойской площади, включая результаты сейсмической съемки 3D). Для уточнения репк нальных позиций Самбургско-Восточно-Урснгойской зоны в неокомском седиментационно бассейне по заданию и под непосредственным руководством автора была также составлег региональная карта распространения ачимовских отложений в Западной Сибири, позволяв щая уточнить основные закономерности локализаций резервуаров ачимовского комплекс наметить новые перспективные объекты для постановки геологоразведочных работ.

Отложения ачимовской толщи представляют собой образования фондотсмы и основ ния клинотемы неокомских седиментационных комплексов. Собственно в фондотеме налич! ачимовских резервуаров чаще подчеркивается динамически выраженными ОГ, наличие "холмистых", "бугристых" отражений. Вместе с тем морфологические особенности сейсм комплексов (выраженность и углы наклона клиноформ, общие толщины, протяженность) рс ко изменяются от комплекса к комплексу и пе могут служить однозначным критерием пр гаоза ачимовских резервуаров в разновозрастных комплексах. Однако анализ строения одн возрастных сейсмокомплексов по смежным сейсмопрофилям позволяет выделять по указа ным ниже признакам участки, наиболее перспективные для локализации ачимовских резе вуаров.

Установлено соответствие ачимовских песчаных тел субрегиональным седнментац онным комплексам (сейсмоциклитам) и шельфовым пластам неокома, проведена их коррел ция и индекеащи. Так, пласту БУго отвечают ачимовские резервуары ачб Восточн Уренгойского, ач1-3 Ссверо-Пуровского месторождений, БУ^24 - ач5 (Восточн Уренгойское) и ач1-2 (Самбургское, Непонятное месторождения), БУ 17.1s - ачЗ-4 Восточн Уренгойского месторождения.

Намечены общие критерии прогноза ачимовских песчаных тел по сейсмостратиграф ческим данным. В частности, установлено, что мощность ачимовских накоплений выше в т комплексах, у которых высокая протяженность латерально наращиваемой части.

Как отмечено выше, для уточнения позиций Самбургско-Восточно-Уренгойской зо! развития ачимовских отложений в структуре неокомского ссдиментационпгго бассейна, бы составлена карта толщин песчаников ачимовской толщи Западной Сибири (без Ямала и Г дана). На карту масштаба 1:1000000 также вынесены контуры залежей УВ в ачимовских с ложениях. Зоны развития ачимовских песчаников увязаны с синхронными им шельфовыг пластами неокома и соответствующим образом проиндексированы (например, ачБУ^, ачБТ ачБСю и т.д.). Толщины песчано-алевритовых пород выделены по данным стандартного и j диоактивпых методов ГИС. В эти толщины входят как породы-коллекторы, так и неколле торские разности. Этот подход использован сознательно, так как одной из целей построен рассматриваемой карты являлся анализ энергетики седиментационных процессов, которая первую очередь, определяется толщинами накапливающихся псаммитовых пород.

Максимальные толщины ачимовских песчано-алевритовых пород превышают 80 средние (фоновые) значения составляют 20-30 м. Установлены протяженные зоны отсутств ачимовских песчаников, разделяющие опссчаненкые зоны.

В восточной части неокомского палеобассейна, где глчбины моря не превышали 150 м, ачимовской толщи в привычном понимании не выделяется. В этой зоне пад глинами берриаса залегают практически покровные ("субмоноклинальные") песчаные пласты мощностью 20-40 м. Западнее развиты полосовидпые ачимовские песчаные тела различной мощности. Установлено несколько зон, или депоцентров, в которых толщины песчаников являются максимальными. Наиболее значительными из них являются (см. рис. 3.20): Самбургско-Восточно-Уренгойская (ачБУ 17.20), Пурпейско-Вэнгаяхинская (ачБПи - БП120), Ямсовейско-Ярэйская (ачБП74 - БП8), Курраганско-Западно-Варьеганская (ачБВ8.9), Кечимовско-Нивагальская (ачБВб), Конитлорская (ачБСю), Кальчипская (ачБСз) зоны. Западнее области распространения ачимовской толщи, синхронной пластам БС5 - БС6 и их возрастных аналогов (БН12) ачи-мовские песчашпси имеют мощности не более 10-20 м.

К зонам депоцентров приурочены песчаные накоплепия, обладающие сравнительно высокими коллекторскими свойствами. С ними связаны сложные по строению залежи УВ, обладающие промышленно-рентабельными дебетами и значительными запасами. Изучение таких резервуаров по даппым эксплуатационного бурения и сейсморазведки 3D позволило существенно уточнить их строение. Ачимовские отложения Самбургско-Восточпо-Уренгойской зоны изучены поисковым и разведочным бурепнем с расстояниями между скважинами 3-5 км. Соизмеримые размеры имеют и сейсмические полигоны выполненных к настоящему времени работ MOB ОГТ. Геолого-геофизическая информация позволила выявить в ачимовских отложениях неоднородности строения и зоны повышенных толщин песчаников (депоцеитры) зонального ранга. Более мелкие неоднородности по имеющимся данным не могут быть достоверно изучепы, а материалов эксплуатационного бурения по рассматриваемой территории пока не получено.

В связи с этим автором привлечены данные эксплуатационного бурения по наиболее Злизкорасположепному Северо-Варьеганскому месторождению, на котором ачимовская толпа практически синхронна Восточно-Уренгойской. Ачимовская толща Северо-Варьеганского честорождепия (ачБВю2) не характеризуется промышленной нефтеносностью к вскрыта эксплуатационным бурением при разработке юрских отложений (пласты 10], Ю2). Расстояния »ie'/кду скважинами составляют 500 х 500 м и 250 х 250 м.

По данным разведочного бурения (44 скв.) можно заключить, что ачимовская толща па "еверо-Варьеганском месторождении имеет сравнительно простое строение - это крупная 1есчаная линза, вытянутая в субмеридиональном направлении на 35 км при ширине около 14 см. Мощности песчаников в этом песчаном теле изменяются плавно и закономерно, уменьшать от центра к периферии от 21 м до 0,5-1 м.

При палеогеографической интерпретации можно было бы заключить, что ачимовское [есчапое тело сформировано при активном вдольбереговом разносе осадков, поступающих в лубоководную часть бассейна из едхыого (авандсльтового) источника питания обломочным итериалом. Такой вывод является традиционным при генетических реконструкциях рассмат-шваемых отложений, основанных на данных разведочного бурения.

Материалы эксплуатационного бурения принципиально меняют эту картину. Зоны по-ышенных толщин (более 10 м) имекр сложную форму, ориентированы в широтном и субши-отном направлениях, можно выделить до десяти каналов, поставлявших обломочный мате-иал к подножию шельфа. Полученные данные свидетельствуют о более значительной, чем редставлялось ранее, неоднородности ачимовских отложений, наличии канальных форм ак-умуляцип песчаного материала, в t.;v числе и в клинотеме, и многочисленных конусов вы-оса. Аккумулятивные песчапо-алекр!г-овке тела имеют преимущественно широтную и суб-гаротнуго ориентировку.

Мйтерлкш сейсморазведки 3D по Восточно-Уренгойской площади подтверждают это предположение, позволяя выделить в строении ачимовских отложений индивидуальные аккумулятивные тела площадью первые десятки км2. При более детальном изучении строения ачимовских отложений рассматриваемой зоны бурением и сейсморазведкой 3D, очевидно, выявление высокой степени неоднородности ачимовских резервуаров, аналогичной установленной на Северо-Варьеганском месторождении.

Из анализа накопленной гсолого-геофизической информации по ачимовской толще Восточно-Уренгойской зоны вытекают следующие основные выводы:

В генеральном плане прогнозируемые разными авторами* размеры и площадь развития крупных ачимовских комплексов по сути близки. Разновозрастные ачимовские тела имеют колосовидное распространение и частично перекрывают друг друга.

В качестве наиболее перспективных зон автором выделены депоцентры - зоны повышенных толщин ачимовских песчаников, связанные с разгрузкой авандельтовых осадков. В этих зонах увеличены значения Нэф, улучшаются коллехторские свойства пород и отмечены наибольшие дебиты газа и нефти.

Установлен "вложенный" характер распространения песчаных ачимовских линз и де-поцентров, то есть, приуроченность депоцентров в каждом последующем комплексе к мевде-поцентральным участкам предыдущего ачимовского комплекса.

Дана характеристика резервуаров, участвующих в строении ачимовской толщи Восточ но-Уренгойской зоны. Описаны залежи в пластах а ч Б У20 (а ч 6), а ч Б У->о' (а ч 60), Ь У)?2' (а ч 5), а ч Б Уп-is (а ч 3 - 4).

Проведен анализ существующих схем строения ачимовских залежей Восточно-Уренгойского месторождения. Отмечена недостаточность аргументированности гипотезы "капиллярных экранов", предложенной Н.Ф. Бересневым (1996 г.). Данные геофизических исследовании свидетельствуют о наличии многочисленных тектонических нарушении, затрагивающих юрские и меловые отложения. В связи с этим предложена модель литолого-тектонического экранирования ачимовских залежей. Доказанность развития тектонических нарушений на рассматриваемой территории не вызывает сомнения.

Экранирующий эффект разрывных нарушений выражается в контакте резервуаров с неколлекторскими породами по плоскости разлома в случае выраженного тектонического смещения поверхностей напластования. Более распространенными следует считать процессы образования гидродинамических барьеров по зонам трещиноватости, не участвующим в заметных сбросово-взбросовых подвижках. Усиление циркуляции минерализованных раствороь по трещинам приводит как к развитию вторичных коллекторов, так и к вторичной цементации и закупорке пор прилегающих участков г-'червуаров. Учитывая многочисленность трещин в зонах дробления, данный эффект рассматривается как достаточный для надежного экранирования блоков.

Наиболее перспективными для первоочередной разработки являются зоны депоцен тров. Для оптимизации схемы разработки и уточнения строения залежей, выявления неодно родностей, связанных с индивидуальными конусами выноса, целесообразна постановка сейс моразведочных работ - 3D в первую очередь, iu участках опытно-промышленной эксплуага пни. Для уточнения положения тектонических экранов необходима комплексная пнтерлрета ция данных сейсморазведки MOB ОГГ и гравимчгниторазведочной информации.

Глава 3. КРИТЕРИИ И МЕТОДЫ ПРОГНОЗА А'ПШОВСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ.

Достоверность сейсморазведочлой информации резко возрастает при ее комплексиро-шии с геологическими (скпажшшыми) данными, т.к. одни и те же характеристики сейсмиче-<ого волнового поля могут быть обусловлены различными геологическими явлениями. Потому автором использован комплексный анализ геолого-геофизической информации. Ис-ользуя ранговую иерархию геологических тел, изучение строения ачимовских отложений, роводилось с соблюдением масштабности исследований - от выделения крупномасштабных ;л регионального ранга (сейсмоциклиты), через анализ зональных объектов (отдельный гйсмоциклит) к мелкомасштабному изучению элементов строения сейсмоциклита (ипдиви-уальцые песчаные покровы, русла, конусы выноса).

На основании выполненных построений разработаны следующие региональные сейс-огеологические критерии прогаоза ачимовских резервуаров.

1. Регионально-с I ратнграфнчеекпн критерий вытекает пз общей дитолого-ратиграфической зональности неокома. Его суть в том, что максимальная вероятность ло-шизации мощных песчаных тел в фондотеме комплексов связана с районами со среднеоб-знм типом неокомекого разреза, прлурочепными к восточно-центральной части Западно-нбирской плиты. Для данных районов характерно высокое содержание песчаного материала шельфовых и глубоководных частях комплексов, полная изолированность резервуаров ун-1темы и фондотемы.

В западной части плиты, в зоне развития ахской свиты и, особенно, фроловской свиты ее стратшрафнческих аналогов, вероятность обнаружения представляющих практический ггерес ачимовских песчаников значительно уменьшается вследствие резкого сокращения в зрезах неокома количества песчаного материала.

В восточных районах Западно-Сибирского бассейна распространены моноклинальные 'мплексы относительно небольшой мощности, в подошве и фронтальной части которых за-гают песчаные резервуары, часто не имеющие литологического экрана и не образующие ло-шек.

2. Положение в разрезе осадочного чехла. Ачимовские комплексы по отношению к лжско-берриасеким битуминозньм глинам баженовской свиты (ОГ Б) имеют полого-1Нокшшалыюе залегапле и характеризуются двумя региональными зонами глинизации.

Верхняя (восточная) зона глинизации связана с фациальным переходом в алеврито-[шистые породы клинотемы. Согласно анализу сейсмических материалов и скважипной ин-рмации по большой выборке, эта зона тяготеет к временному уровню 80-90 мс от горизонта что соответствует интервату глубин 150-170 м от кровли баженовской свиты.

Нижняя (западная) зона ;.:_.лизации песчаников фондотемы связана с дистальным вы-[цшванием песчаных пластов в удаленной от источника терригенного питания области щконакопления. Согласно сейсмическим и скважинным данным средний уровень линии клшшвания песчаников или перехода их в неколлекторские разности пород находится шзи 10-15 мс от ОГ Б (около 20-30 м от поверхности битуминозных глин).

3. Морфологический крк.ернй. Изучение сейсмических разрезов, проходящих через пл аномально высоких толщин ачимовских песчаников (Восточно-Уренгойская, Губклн-1я, Кош[тлорская, Западно-В.;р.'.еганская, Ямсовейская и другие) позволяет заключить, что мсти повышенной песчаннсгос ¿и фондотемы связаны с комплексами, характеризующими-широкой депоцентратыгой ':.?/,ъю, относительно небольшими углами седимеятациошшх «рхностей, пологами, про... ..сниыми, часто шцрокопериодиыми отражениями (или семи отражен;; ■) фотаофепмы, пои.теггюпш'т к гогпз-н'ту Б. Комплексы с незначительным

латеральным наращиванием, резким выклиниванием фондотемы, большими углами примыкания отраясегош к горизонту Б или поверхности более древних комплексов - менее перспективны гаи бесперспективны.

Таким образом, мощность ачимовских песчаных тел находится в прямой зависимости от толщины и объема фондотемы комплекса. Это утверждение справедливо для центральной части Западно-Сибирского бассейна и корректно при учете площадных особенностей осадко-накопления.

Рассмотренные критерии могут быть использованы для оценки перспектив нефтегазоносное™ ачимовской толщи на вводимых в разведку площадях, для обоснования задоженш поисковых и параметрических скважин и проектирования площадных сейсморазвсдочных ра бот. На площадном (зональном и локальном) этапе гсолого-геофизического изучения регио нальные критерии могут быть дополнены другими признаками перспективности ачимовсип отложений.

Анализ площадных закономерностей строения ачимовских отложений Самбургско Восточно-Уренгойской зоны выполнен, главным образом, по скважипным данным, с учего-уточненной корреляции разрезов скважин по данным площадных сейсморазведочных рабо MOB ОГТ, Для выработки площадных критериев прогноза ачимовских резервуаров выполнена оценка достоверности картирования этих тел по сейсморазведочным данным.

Особо рассмотрено изменение представлений о строении ачимовской толщи при ис пользовании материалов эксплуатационного бурения (на примере Ссвсро-Варьеганского м( сторождсния). Показаны возможности сейсморазведки 3D для картирования малоразмерны аккумулятивных тел ачимовской толщи на Восточно-Уренгойском месторождении. Прогнс распространения резервуаров ачимовской толщи на разведочном этапе необходимо выпо: пять путем широкого комплексирования геолого-геофнзической информации с использован) ем процедур количественного сейсмостратиграфического анализа.

К сожалению, можно констатировать, что в настоящее время использование сейсм разведки MOB ОГГ по Восточно-Уренгойской зоне практически не дало повышения эффе тивности геологоразведочных работ (анализировались результаты сейсморазведочных раб1 MOB ОГТ 1987-1990 г.г.). О низкой достоверности прогноза ачимовских ловушек сейсморг ведкой MOB ОГТ свидетельствуют и результаты поискового бурения последних лет на э отложения за пределами рассматриваемой зоны.

Основными причинами этого являются, во-первых, сложное строение ачимовских { зервуаров и, во-вторых, неадекватность интерпретационных подходов фактически наблюд; мым закономерностям распределения резервуаров ачимовской толщи. Картирование ачимс ских резервуаров, даже газовых залежей, по амплитудным характеристикам сейсмических < раженных волн представляется малодостоверным.

Более надежные результаты для прогноза распростраиеаия песчаников фондотемы , ет сейсмопалеогеоморфологический подход (картирование "временных толщин" ачимовс* комплексов с выделением депоценгральных зон). Коэффициент корреляции между величи: ми толщин песчаников и общих толщин комплексов находится в интервале 0.71-0.9.

Основным критерием прогноза ачимовских резервуаров на площадном гсологораз дочном этапе следует считать анализ толщин ачимовских отложений, отражающий инт сивность сноса осадочного материала в глубокие области бассейна. На участках разви комплексов, отличающихся мощным фронтом переноса обломочного материала и высо; массой осадков, переносимых в единицу времени логично предполагать больпше толпн фондотемы и высокую долю песчаного материала ь основания склона комплекса.

Отмеченные седомептационные пропесеы характерны для дельтовых систем. Площадная сейсморазведка дает возможность выявления дельтовых систем на основе картирования "временной мощности" комплексов. Признаки дельтово-авандельтовых областей выражаются в сокращении Д1 в краевой части ундатемы и начале склона и локальном увеличении "временной мощности" подножия склона и фондотемы. Характерными чертами дельтово-авандельтовых потоков па картах являются в определенной степени линейность и, как правило, субширотная, северо-западная или юго-западная направленность.

При достаточно высоком качестве материалов сейсморазведки и высокой плотности профилей ачимовские конусы выноса в фондотеме могут быть закартированы "напрямую" при анализе выровненных по горизонту Б меридиональных разрезов. Такие возможности для картирования ачимовских конусов выноса дает объемная сейсморазведка (ЗБ).

Из выявленных в процессе поисково-разведочных работ продуктивных ачимовских пластов Большого Урепгоя основными объектами являются горизонты АчЗ-4, Ач5, характеризующиеся максимальной площадью распространения и толщинами, а также относительно большим объемом информации по результатам ГИС, отбора и исследования керна, испытания скважин с определением комплекса газогидродияамических и газоконденсатных исследований. Поэтому воссоздание геолого-промысловых моделей исходя из степени полноты информации проводится на примере пластов АчЗ-4 и Ач5.

В общем случае, геолого-промысловая модель всегда базируется с одной стороны на гео-¡гогической модели, учитывающей условия формирования осадков с дифференциацией степени однородности разреза, с другой стороны модель учитывает данные промысловых исследо-зашш. Состав и свойства насыщающих углеводородных систем ачимовской толщи, обуслов-тенные геолого-промысловыми характеристиками, детально будут рассмотрены в последую-цей главе диссертации.

Глава 4. АНАЛИЗ ПРОМЫСЛОВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ.

Рассмотрены термобарические, промыслово газоконденсатные условия, фнзико-'.имичеекме характеристики конденсата, особенности фазового поведения пластовых фтои-юв, моделирование и технологии процессов исследования скважин.

В пределах рассматриваемой территории (Урепгойская, Восточно-Уренгойская, Есе-инская, Евояхинская, Новоуренгойская площади) отложения ачимовской толщи вскрыты 160 кважинами. Максимальные глубины залегания ачимовских пластов на востоке района со-тавляют около 3900 м, минимальные (в сводовой части Уренгойского вала) - до 3450 м.

Ачимовская толща представлена пластами плотных мелкозернистых песчаников с пинисто-карбоиатным цементом, разделенных иропластками глин различной толщины (мак-имально до 10-15 м). Коэффициент открытой пористости песчаников13-23%, проницае-ость - от 0.25 до первых единиц мД. Эффективная мощность отдельных пластов в некото-ых скважинах достигает 45-50 м.

По результатам опробования в 128 скважинах (255 ос гектоп) установлены газоконден-пные и нефтяные залежи. Газоконденсатные залежи имеют промышленное значение. Средне дебитьг газа и конденсата на 8-10 мм штуцерах превышают, соответственно, 100 лс.м^/сут и 50 м3/сут. Максимальные притоки газокондеиса.пой смеси при тех же условиях гбора превышают 450-500 тыс. м3/сут. Залежи находятся в .ловиях аномально высоких плановых давлений. Коэффициент аномальности варьирует ::лощали в пределах 1,4-1,75.

Нсфгашлс залежи н нефтяные оторочки газокондепсагных залежей, в основном, не кондиционны из-за низкой нефтенасыщенности песчаников и слабых дебитов малоподвижных в условиях ачимовской -голщи пефтей.

В процессе изучения ачимовских залежей их начальные термобарические условия оп ределялись путем непосредственного измерения давления и температуры при испытании скважин, а также расчетным путем по результатам исследования скважин на неустановивших ся режимах.

Исследования проводились по единой технологии, сущность которой заключалась том, что после вызова притока и освоения скважины в течение суток последовательно прои: водили ее отработку по лифтовым трубам и межтрубиому кольцевому пространству для 041 сткн ствола скважины и прискважннной зоны пласта от воды, продуктов бурения, буровог раствора и его фильтрата. Затем скважину закрывали для замера пластового давления и те? пературы. Продолжительность остановки, как правило, составляла 1-2 суток. Исследования г данной методике проведены в более, чем 50 скважинах и 149 интервалов газодинамичесю исследований. По данным газодинамических исследований автором выполнена статистич екая обработка. Анализ показывает, что средние значения температуры для нижнего плас А45 ниже, чем для верхнего (Ачз^), хотя глубины нижнего больше, чем верхнего пластов. 3 меренные пластовые давления (Рим) характеризуются некоторым занижением по сравнения: пластовыми давлениями, определенных по кривым восстановления давления (РКВл) . Рим * растеризуются значительными превышениями над гидростатическими. Значительно от:пг ются по средним значениям величины толщины пластов (Ь^) и коэффициенты газопровод мости (Кго). Для верхних более мощных пластов средний коэффициент газопроводности в * раза выше.

Выполненный анализ гистограмм по исследуемым параметрам показал, что они, в I новном, одномодальные, со смещением мод в сторону низких значений. Двухмодальным р пределением характеризуются Р^. Установлено, что наличие двух мод связано с располсч нием скважин территориально, так как в пределах северной части территории исследован пластовые давления выше, чем в южной.

Для выяснения причин аномальных пластовых температур, и, особенио, давлений нг выполнено сопоставление изучаемых характеристик путем вычисления коэффициентов п ной корреляции (г) в трех вариантах: первой - для ачимовских пластов - Ачл, второй -. пласта АЧ5 и третьей - совместно для этих пластов. Анализ показал, что наблюдаются св глубин с Ьэф, давлением на устье (Ру) и депрессией (РД причем эти связи несколько выше пластов А43.4 по сравнению с пластом А45. Температура пласта практически не связана I одним изучаемым параметром. Необходимо отметить, что очень хорошо корреллруются м ду собой Рзам и Рыд (Рза.ч= 1.307 + 0.936 Ркад), что свидетельствует о высокой точности опр( ления этих величин. Наблюдаются обратные евлзи пластового давления с Ьэф, которая в а очередь связана обратной связью со среднесуточным дебитом газа (ф и Ру и прямой с Обычпо между толщинами и q наблюдаются прямые связи. Наличие таких корреляций, в< ятно, и объясняет проявление аномальности пластовых давлений, которые наиболее ин сивно проявляются в тонких пластах но сравнению с толстыми. Кт имеет наибольшую ко ляционную связь с д. Величины Ру и Рл в различном виде имеют связи с и q, а также ме собой.

Анализ корреляционных связей показывает, что имеется комплексное разноналрав ное влияние различных параметров па среднесуточные дебиты газа. Исходя из этого пост ны многомерные модели зависимости величины q от различных характеристик. Испол полученные модели, можно прогнозировать дсСиты газа в зависимости от этих характер!« Например, для пласта Ач5 модель имеет следующий иид:

q-0.308H - 2.744РЗМ - 1,677ц, + 6,421 К™ + 5,Х82РУ - 3,795Р„ - 738,748, при 11=0,92.

Промысловые газокоиденсагные исследования при испытании скважнн проводились тодом промышленного отбора газоконденсатной смеси. Сепарация добываемой продукции >амер содержания насыщенной жидкости при задаваемых термобарических условиях сепа-ции осуществлялись с помощью промысловых сепараторов гравитационного типа.

Забойная депрессия с которой эксплуатировались скважины в процессе промысловых следований, изменялись от 2.6 до 50.0 МПа. При этом скорость восходящего потока смеси >ашмака НКТ составляла 0.2-9.0 м/с. Разделение добываемой продукции на газовую и нашейную жидкую фазу по сумме всех исследованных скважин производилось при давлении ченяющемся в диапазоне от 1.3 до 6.5 МПа и температуре соответственно, от 12 до 13.5°С. код стабильного конденсата при этих условиях изменялся от 13 7 до 1200 см3/м3.

Результаты выполненных исследований автором были статистически обработаны. Покоены гистограммы распределения, вычислены основные статистические характеристики, числены корреляционные связи между исследуемыми параметрами. Это позволило цо-юить многомерные модели для прогноза выхода стабильного конденсата и дебиты газа се-эации (Яге). Например для пласта А45:

Яп: =32.42РС +0.360У™ -0.228Ус,-2.642ДП +4.46РГ -169.86, при Я-0.95,

где Рс - давление сепарации, МПа,

Ук„ - выход насыщенного конденсата, см3/м3,

УС1( - выход стабильного конденсата, м3/м3,

Дп - депрессия на пласт, МПа,

Рт - пластовое давление, МПа.

Физико-химическая характеристика конденсата залежей пластов Ачз_» и Ач$ определя-ь экспериментально в процессе лабораторного анализа дегазированного (товарного) кон-[сата и анализа стабильного конденсата, полученного ъ результате разгазирования в лабо-орных условиях проб насыщенного конденсата, отобранных на скважине. Плотность кон-:сата залежи АЧ3.4 составляет в среднем 787.6 кг/м3. Молекулярная масса (ММ) конденсата ежи Ачз_( изменяется в пределах от 121 до 163 ед.массы. Вязкость конденсата залежи Ачм I 20°С изменяется от 5.830 до 1.337 сст.

По сумме физико-химических свойств конденсата залежи пласта Ачэ^ относится к тя-[ым, малосернистым, малопарафинистым, нафтеново-метанового типа.

Среднее значение плотности конденсата залежи Ач; равно 768.1 кг/м3. ММ конденсата >еднем составляет 134 ед.массы. Вязкость конденсата залежи А45 при 20°С изменяется от 16 до 1.079 сст. При 10°С вязкость изменяется от 1.208 до 3.771 сст.

По сумме физико-химических свойств, конденсат залежи пласта АЧ5 относится к тяже-1, малосернистым, малосмолистым, малопарафинистым, метаново-нафтеновою типа.

В работе описаны особенности фазопого поведения пластовых флюидов ачимовских эжений. Потенциальное содержание конденсата изменяется от 41.5 до 2266 г/м3, при сред-значений 376,1 г/м3, содержание С1-С4 от 0.754 до 0.985 при среднем значении 0.924, на-з конденсации от 0.65 до 456 МПа, при среднем 48.83 МПа. Автором выполнено сопостав-ае этих характеристик с помощью - г. Установлена зависимость давления начала конден-ш (Р„к) от потенциального содержания конденсата (РСК, т/см3) и суммарного содержания гводородов [(С1-С4), %], которая имеет следующий вид:

Рь> -471.58-0.0913 РСК/(С, -С4), при Г--0.86.

Зависимость извлечения конденсата (L) от потенциального содержания С5Н12 характеризуется следующим видом:

L=0.741-0.0006 q, где q - потещиальное содержание С5Н12 (г/м3) в пластовом газе.

Процессы фазовых превращений в газоконденсатпых системах автором диссертант представлены фазовыми диаграммами в координатах "давление - температура".

В работе выполнено моделирование процесса исследование скважин на ачимовскт отложения.

При испытании скважин на газоконденсатносгь получены данные о содержании кон денсата в пластовом газе, различающиеся для одного и того же пласта в несколько раз. Н взгляд автора, необходимо проведение более качественных исследований на газокопденсат ность скважин, вскрывающих ачнмовские отложения. Определение оптимальной технологи проведения газокондепсатных исследований ачимовских отложений в условиях низких ко: лекторских свойств пластов и явилось задачей данного исследования.

Решение задачи проводилось с использованием пакета программ "Eclipse 300" (комш зиционная модель). Для анализа изменения основных параметров при исследовании скважи дебита, депрессии скорости потока газа у башмака насосно-компрессорных труб и технолога проведения работ была создана газогидродинамическая модель неоднородного пласта < скважиной в центре.

Как показывают результаты расчета на модели с проницаемостью пласта 1 мд, пос. освоения скважины с забойным давлением ниже давления начала конденсации и останов) для восстановления давления, замер выхода конденсата при работе на режиме с забойнь давлением равным или ниже Рнк приводит к завышенным результатам, о содержании конде сата в добываемой пластовой смеси. Если освоение проводилось при меньшей депресс] (q=150 тыс.м3/сут) то возможно получение близкого к истине значения выхода конденсата.

Анализ показал, что для ачимовских залежей возможность определения истинного с держания конденсата в пластовом газе при проведении газоконденсатпых исследований с ь лыми дебитами, т.е. при небольших депрессиях.

Для оценки влияния значения критической насыщенности (насыщенность выше корой начинается фильтрация выпавшего конденсата) па определение выхода конденсата бы проведены специальные расчеты.

Как следует из расчетов, в начальный период значение критической насыщенное практически не оказывает влияния на величину забойного давления. С продолжением исс дований разпица в величинах забойных давлений при одних и тех же дебитах возрастает. С связано с накоплением конденсата в призабойной зоне и уменьшением коэффициента прод тивности скважины за счет уменьшения относительной фазовой проницаемости.

Изменение выхода конденсата также зависит от величины критической насыщенное Дальнейшие расчеты проводились с целью определения необходимого времени освое] скважины, периода восстановления после этого пластового давления, и возможности опрс лепия истинного выхода конденсата прп длительной работе скважины на режиме.

Дополнительные модельные расчеты, при проведении газоконденсатпых исследова! при минимальных депрессиях на пласт, позволят определить более достоверно начальное держание конденсата в пластовом газе.

Проведенное моделирование показывает, что для получения более достоверной газо-кондепсатнон характеристики ачнмовских отложений необходимо выполнить шесть условий, описанных в диссертации.

На основании результатов гидродинамического моделирования разработана технология испытания, учитывающая особенности залежей ачимовских отложений и сложный характер насыщающих их углеводородных систем. Характер строения коллекторов ачимовских отложений и сложное фазовое состояние насыщающих углеводородных смесей требует, чтобы объекты опробования осваивались при сохранении равновесных условий.

Плавное снижение противодавления на пласт в процессе замены жидкости в стволе скважины обеспечивается регулированием давления па устье скважины. Постепенно снижая давлепие на устье, заменяют воду углеводородной жидкостью, также при постоянной циркуляционной промывке ствола скважины.

После получения притока из пласта в циркуляционную схему промывки включают сепаратор. В процессе продолжающейся циркуляционной промывки поступающий из пласта флюид и закачиваемая жидкость разделяются на газовую и жидкую фазу. После перевода скважины на режим устойчивого фонтанирования, проводят очистку ствола скважины и при-скважшшой зоны пласта от техногенных жидкостей и продуктов бурения. В течение остановки записывают КВД и замеряют пластовое давлепие и температуру. После замера пластовых термобарическпх условий скважину вводят в эксплуатацию на режиме обеспечивающем ее устой'швое фонтанирование.

После завершения исследований па газоконденсатность скважину вновь закрывают для восстановления пластового давления.

После остановки скважины, проводят исследования на продуктивность на установившихся режимах. После завершения исследований на установившихся режимах, скважину вводят в эксплуатацию па одном из режимов в течение времени, составляющем 7-10 суток, для определения установившегося значения коэффициента фильтрационного сопротивления А. Разработанная технология промысловых исследований ачимовских залежей позволит получить достоверную информацию о фильтрационно-емкостньгх п продуктивных свойствах пластов, и составе, и свойствах насыщающих углеводородных систем.

Основные выводы.

1. На основе анхтиза скважинной и сейсмической информации, палеонтологических дан-ть[х, сделан вывод о приуроченности ачимовских песчано-алсвритовых отложений Уренгой-жого нефтегазоносного района к нижним частям неокомских клиноформных комплексов.

2. Установлено, что в ачимовские отложения попадают осадки, прошедшие активную переработку в шельфовой зоне.

3. Выполнено расчленение разрезов неокома на седимснтационные комплексы, или цпк-шты (сейс.моциклиты) регионального ранга.

4. Изучены основные морфологические и лптолопгческис особенности седиментацион-гых комплексов неокома Уренгойского района. Установлено, что ачимокекче отложения ачб :ннхронпы осадкам пласта БУ20, ач5 - БУ]8, ачЗ-4 - БУ17-18, ач2, - БУ1<;, БУ, °, ач1 - БУ15. На-гечены общие критерии прогноза ачимовских песчаных тел но сейемос <ратиграфическим 1ашплм. В частности, установлено, что мощность ачимовских отложений выше в тех комплексах, у которых значительная протяженность латерально наращиваема части.

5. Впервые составлена региональная схематическая карга толщин ачимовских песчаник) Западно-Сибирского седиментационного бассейна; выделены зоны резкого увеличения тол щин ачимовских отложений - депоцентров, связанных с наличием аллювиально-дельтовьц источников транспортировки обломочного материала. Разработаны региональные критерш прогноза распространения ачимовских отложений (региональпо-стратиграфический, палеоба тиметричсский, морфологический).

6. Показана высокая степень неоднородности ачимовских резервуаров Восточно Уренгойской зоны и предложена модель залежей, согласно которой тип залежей - литологи ческий, структурно-литологический с наличием тектонических экранов.

7. Разработала методика исследования и освоения газоконденсатшлх ачимовских систем

8. Впервые построены статистические модели прогноза дебитов газа и начала конденс;

ции.

9. Разработана программа дальнейшего изучения ачимовских отложений.

Основные результаты исследований опубликованы в следующих работах автора

1. Бугрий O.E., Кучеров Г.Г., Нанивский Е.М., Пономарев В.А. Особенности проектироваш разработки нефтяных оторочек нефтегазовых месторождений севера Тюменской облает Научно-технический сборник "Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и г зокондснсатных месторождений на суше и на шельфе." №4-5,1996.

2. Галкин В.И., Мерсои М.Э., Пономарев В.А. и др. Прогнозирование нефтегазоносное структур в различных геоструктурных зонах (монография), Труды ПермНИПИнеф: Пермь, 1996, 66с

3. Карасева Т.В., Горбачев В.И., Келлер М.Б., Пономарев В.А. Основные научные результа исследования Тюменской сверхглубокой скважины. Тюменская сверхглубокая скваяоп Сборник докладов КамНИИКИГС, вып. 4, Пермь, 1996.

4. Хахаев Б.Н., Горбачев В.И., Карасева Т.В., Пономарев В.А., Келлер М.Б., Сирогенко Л. Ехлакова Ю.А., Фрик М.Г. Тюменская сверхглубокая скважина. Основные результаты i следований. ГНПП Недра, Ярославль, 1996.

5. Андреев А.Ф., Дунаев В.Ф., Зубарева В.Д., Иваник В.В., Иванов A.B., Кудинов Ю.С., I номарев В.А., Саркисов A.C., Хрычсв А.Н. Основы проектного анализа в нефтяной и га вой промышленности. М., 1997.

6. Гаврилов В.П., Дворецкий П.И., Пономарев В.А., Поспелов В.В., Шнип O.A. Фунда.м' платформенных областей России, как возможный резерв углеводородного сырья. Тегн докладов 2-ой научно-техшиеской конференции "Актуальные проблемы состояния и г вития нефтегазового комплекса России". М., 1997.

7. Галкин В.И., Галкин С.В., Пономарев В.А. и др. Прогнозирование нефтегазоносцости кальных структур вероятностно-статистическими методами /Я1ефть и газ. Известия ВУс Тюмень, 1997, N 1, С. 31-35.

8. Галкин В.И., Маршаев Б.В., Никулин Б.В., Левинзон И.Л., Пономарев В.А. Прогноз neij газоносности локальных структур юрского комплекса Надым-Пурской нефтегазонос области. Газовая помышленность №9,1997.

9. Пономарев В.А., Дворецкий П.И., Скоробогатов В.А. Современное состояние и nepenej вы развития минерально-сырьевой базы РАО "ГАЗПРОМ" в северных районах Запад Сибири. Проект статьи п сборкнк ВНИИГАЗа, М., 1997.

1.Г1ономарев B.A., Кучеров Г.Г., Новиков В.И. Система контроля н управления качеством строительства скважин. Газовая помышлешюсть №9, 1997.

.Стратегия развития газовой промышленности России. Принимал участие в создании книги в составе коллектива авторов. РАО "ГАЗПРОМ", 1997.

Пономарев В.А. Интегрированная обработка геолого-геофизичсских данных - основа моделирования геологических объектов для оптимизации их разведки и проектирования разработки. Каротажник № 44, 1998.

i .Пономарев В.А. К вопросу выделения типа углеводородов в залежах ачимовских отложений Уренгойского месторождения. - М.: ИРЦ Газпром. НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе», № 3, 1998

кПономарев В.А., Островская Т.Д. Фазовое состояние углеводородов ачимовских отложений Уренгойского месторождения. -М.: ИРЦ Газпром. НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе», № 3, 1998

¡.Пономарев В.А. О строении ачимовской формации Западной Сибири и фазовом состоянии в ней углеводородов в свете перспектив их изучения методами ГИС. Каротажник № 44,1998.

Сдано .в печать 28.09.9Ь г. Формат 60x84/16. Объем 1,25 п.л. Тираж 100. ¿аказ 1097. Ротапринт ПГТУ.

Текст научной работыДиссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Пономарев, Василий Александрович, Москва; Пермь

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

«ГАЗПРОМ»

ПЕРМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

ПОНОМАРЕВ ВАСИЛИЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

УДК

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ МОДЕЛИ

ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ АЧИМОВСКОЙ толщи БОЛЬШОГО УРЕНГОЯ

Специальность 04.0017 - Геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук профессор В.И.Галкин

Москва - Пермь 1998 год

Оглавление

Введение................................................................................................................... 3

Глава 1. Состав, строение и условия формирования ачимовских

отложений.................................................................................................. 6

1.1 Существующие представления о строении и условиях формирования ачимовских отложений................................................. 6

1.2 Литогенетические особенности ачимовских отложений....................20

Глава 2. Геолого-геофизические модели строения ачимовских отложений.....34

2.1 Терминология и методика построения моделей................................. 35

2.2 Клиноформные комплексы Уренгойского района.............................. 37

2.3 Закономерности строения ачимовских комплексов Самбургско-Восточно-Уренгойской зоны........................................... 61

2.4 Строение ачимовских резервуаров по данным эксплутационного бурения и сейсморазведки 3D............................... 69

Глава 3. Критерии и методы прогноза ачимовских резервуаров........................ 81

Глава 4. Анализ промысловых характеристик газоконденсатных

залежей ачимовской толщи......................................................................93

4.1 Термобарические условия ачимовских залежей................................. 93

4.2 Результаты промысловых газоконденсатных исследований залежей пластов А43.4, А45.................................................................... 99

4.3 Физико-химическая характеристика конденсата в пластовых и стандартных условиях, потенциальное

содержание конденсата.........................................................................105

4.4 Особенности фазового поведения пластовых флюидов ачимовских отложений.........................................................................115

4.5 Моделирование процесса исследования скважин

на ачимовские отложения.....................................................................131

4.6 Технология исследования скважин, вскрывших ачимовские

залежи.....................................................................................................144

Заключение.............................................................................................................148

Список литературы................................................................................................151

ВВЕДЕНИЕ.

Крупнейшие газовые и нефтяные месторождения Западной Сибири вступили, либо в ближайшие годы вступят в период падающей добычи. Освоение запасов новых, потенциально очень крупных газонефтяных регионов (Ямальский и Гыданский полуострова Тюменской области, Юрубчено-Тахомская зона в Красноярском крае, шельф арктических морей и др.), имеющих крайне сложные гео-графо-климатические условия, затруднено ввиду необходимости привлечения значительных инвестиций в производственную и социальную инфраструктуры, реализацию сложных и дорогостоящих транспортных схем.

В связи с этим особую актуальность приобретает изучение и вовлечение в промышленную разработку всего комплекса продуктивных отложений, залегающих под крупнейшими газовыми газоконденсатными месторождениями се-номана Ямало-Ненецкого национального округа (ЯННО), где функционируют значительные производственные мощности, трубопроводные и иные транспортные сети, имеется необходимый кадровый потенциал и его социальное обеспечение.

Особого внимания заслуживает освоение значительных ресурсов газа, газоконденсата и нефти отложений ачимовской толщи ЯННО, залегающей в основании нижнего мела, прогнозные ресурсы которой в Западной Сибири оцениваются в более 5 млрд. тонн по нефти и газоконденсату и около 5 трлн. м3 по газу. Особое внимание исследователей ачимовская формация стала привлекать после открытия связанной с ней Самбургско-Восточно-Уренгойской газонефтеносной зоны, уникальной по геологическим запасам. Однако, освоение значительных потенциальных ресурсов ачимовской толщи сдерживается ввиду сложности и недостаточной изученности геологического строения ловушек и пород-коллекторов, а также термобарического и фазового состояния многокомпонентных флюидальных систем и связанного с этим отсутствия их адекватных геологических и геолого-промысловых моделей. Завершение их разведки, освоение и ввод в промышленную разработку требуют решения ряда сложных геологических и геолого-промысловых задач, имеющих крайне высокую актуальность, как для геологической науки, так и для практики газонефтедобычи.

Основная цель настоящей работы - разработка методики изучения и построения геологических и геолого-промысловых моделей продуктивных отложений ачимовской толщи Большого Уренгоя для освоения и проектирования разработки наиболее перспективных залежей углеводородов.

Для достижения поставленной цели были сформулированы и решались следующие задачи.

1. Создание геолого-геофизической модели ачимовских отложений.

2. Анализ структурно-текстурных особенностей ачимовской толщи и ее генезис.

3. Исследование закономерностей распределения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов по площади и разрезу.

4. Изучение термобарических особенностей углеводородных систем.

5. Разработка методики исследования и освоения сложных газоконденсатных систем.

6. Создание геолого-промысловых моделей с целью прогноза добычи газа и конденсата из ачимовских залежей.

Научная новизна и основные защищаемые положения:

- Уточнена стратификация ачимовских и шельфовых отложений неокома Уренгойского и смежных районов;

- Построены модели формирования ачимовских отложений и доказана их генетическая связь с шельфовыми частями неокомских седиментацион-ных комплексов;

- Впервые установлены основные закономерности локализации ачимовских отложений;

- Обоснованы геологические и геолого-промысловые модели строения залежей с литологическим и тектоническим экранированием;

- Впервые разработана новая технология исследования скважин, позволяющая получить достоверные сведения о фильтрационно-емкостных и газоконденсатных характеристиках залежей ачимовских отложений;

- Определены термобарические и промысловые условия газоконденсатных залежей пластов Ач3.4 и Ач5 и установлено поведение пластовых углеводородных систем ачимовских отложений, что необходимо при проектировании систем их разработки;

- Впервые построены статистические модели прогноза дебитов газа и начала конденсации;

Практическая ценность работы. Результаты исследований автора позволяют определить первоочередные объекты для разведки и освоения залежей ачимовской толщи и дают геолого-промысловые прогнозы и характеристики коллекторов и флюидов, обеспечивающие проектирование разработки этих залежей. Основные результаты диссертации легли в основу планов ГРР по изучению ачимовской толщи Большого Уренгоя, реализовывавшихся РАО "Газпром" в 1993-1999 гг. (Проекты ОПЭ Уренгойского, Восточно-Уренгойского и Сам-бургского лицензионных участков).

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы неоднократно докладывались и обсуждались на научных конференциях, семинарах и совещаниях (НТС РАО "Газпром", июнь 1998г, совещание по планам ГРР в Салехарде, май 1998г, IV координационное совещание главных геологов Тюмени, июнь 1998, комиссия по месторождениям и ПХГ РАО "Газпром", июнь 1998г), апробировались комиссией по геологии и разработке месторождений РАО "Газпром".

В процессе работы использованы результаты исследований, выполненных под руководством и при непосредственном участии автора в подразделениях РАО ГАЗПРОМ. Проведен также анализ опубликованных и фондовых материалов исследований, посвященных изучению ачимовских отложений, выполнен-

ных в различных научных и производственных организациях. Автором систематизированы и статистически обработаны более 2000 единичных определений физико-химических параметров по 50 скважинам. Кроме этого, в процессе исследования строились карты толщин, дебитов газа и жидких углеводородов, пластовых сечений и др., а также профили и разрезы, несущие геолого-геофизическую информацию.

Публикации. Материалы исследований автора опубликованы в 15 научных работах.

За ценные советы и помощь в проведении исследований автор выражает глубокую благодарность и признательность своему научному руководителю д.г,-м.н., профессору В.И.Галкину, д.т.н., профессору Е.М. Нанивскому, д.г.-м.н., профессору А.Н. Золотову, д.г.-м.н., профессору П.А. Бродскому, д.г.-м.н. Ф.К.. Салманову, д.г.-м.н. P.A. Сумбатову, к.г-м.н. В.В. Ремизову, к.г-м.н. H.A. Турен-кову, к.г.-м.н. A.B. Динкову, к.г-м.н. A.A. Нежданову; работникам производственных организаций, выполнявших под руководством автора скважинные эксперименты и исследования Г.Г. Кучерову, Л.Д. Нитипину, С.М. Лютомскому, Ш.К. Гергидаве, Т.Н. Караблевой, С.К. Федорцовой, Т.Д. Островской.

Диссертационная работа состоит из 4 глав, введения и заключения. Она изложена на 15$ страницах машинописного текста, содержит рисунка, 1В таблиц и список литературы из ff 5" наименований.

ГЛАВА 1. СОСТАВ, СТРУКТУРА И УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

1.1 СУЩЕСТВУЮЩИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О СТРОЕНИИ И УСЛОВИЯХ ФОРМИРОВАНИЯ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

.................Согласно "Стратиграфическому словарю .мезозойских и кайн©зой<зки-х—.......

отложений Западно-Сибирской низменности" (1978), ачимовская толща (пачка) - это невыдержанные как по площади, так и по разрезу линзовидные песчано-алевритовые пласты, залегающие в основании разреза неокома. Обособление этих своеобразных накоплений в ранге ачимовской пачки было выполнено Ф.П.Гурари в 1959 г., впервые изучившим их в Обь-Иртышском междуречье (Гурари, 1959).

В дальнейшем ачимовские отложения были вскрыты бурением и изучены в большинстве районов Западной Сибири, за исключением западной ее части, где разрезы неокома полностью заглинизированы. В 1964 г. ачимовская пачка была переведена в ранг толщи И.И.Нестеровым, Ю.В.Брадучаном и др. Возраст ачимовской толщи был принят в объеме бер-риас - частично ранний валанжин.

Термин "ачимовская толща" не вызывал дискуссий, однако сравнительно недавно Л.Ш.Гиршгорн и В.С.Соседков (1990) предложили относить к "ачимовским" все неокомские отложения, залегающие над баженовской свитой и имеющие клиноформное строение, независимо от их литологического состава. Очевидно, что такое толкование термина "ачимовская толща" лишает его всякого смысла и неприемлемо.

В ачимовских песчаных резервуарах в настоящее время открыто более девяноста залежей нефти, газа и конденсата, многие из которых относятся к крупным, а Самбургско-Восточно-Уренгойская зона нефтегазонакоп-ления является гигантской по запасам УВ. Учитывая перспективность ачимовских отложений для поиска новых скоплений углеводородов и необходимость детализации строения уже выявленных залежей УВ, из которых разрабатываются пока единицы, изучение строения и условий формирования этих отложений является весьма актуальной задачей. Следует также отметить, что модель строения и генезис ачимовской толщи вплоть до настоящего времени остаются дискуссионными.

Как отмечено выше, термин "ачимовская пачка" был предложен еще в 1959 г., когда возникли представления о субгоризонтальной модели неокома. Согласно этой схеме неокомские песчаные пласты протягивались практически через всю Западную Сибирь с востока на запад и глинизировались в западной ее части, приблизительно на меридиане г. Ханты-Мансийска. Основной продуктивный песчаный пласт неокома Нижневартовского нефтегазоносного района (НГР) - БВ8 путем корреляции каротажных диаграмм редких скважин сопоставлялся также с основным продуктивным пластом Сургутского НГР - БСю. Эти пласты залегали приблизительно на равных расстояниях от региональных маркирующих горизонтов - баженовской свиты и кошайской пачки. Использование для корреляции разрезов скважин принципа сохранения мощностей, а также рутинные представления о мелководном и континентальном генезисе песчаных пород явились основной причиной возникновения субгоризонтальной модели строения неокома Западной Сибири.

Несмотря на то, что эта модель была "закреплена" в Региональных стратиграфических схемах 1961, 1967 и 1978 г.г., ее палеонтологическое обоснование было исключительно слабым. Так, Ю.В.Брадучан, И.И.Нестеров и А.П.Соколовский (1969), отмечали по этому поводу следующее (стр. 26): "Данные определений фауны аммонитов валанжина в центральных и южных частях низменности находятся в таком резком противоречии с литологической корреляцией, что необходимо со всей серьезностью поставить этот вопрос перед палеонтологами и геологами. Или представления геологов о тектонике и литологии этих районов не верны, или ошибочны заключения палеонтологов".

Дело в том, что еще на первых этапах изучения стратиграфии неокома Западной Сибири по палеонтологическим данным наблюдалось омоложение одновозрастных по скважинной корреляции отложений в направлении с востока на запад. Естественно, что "безусловно" правильная горизонтальная корреляция по каротажным диаграммам не была подвергнута сомнению, но практически все определения возраста головоногих моллюсков, которые не укладывались в принятую схему, были объявлены неверными, или "невалидными".

При субгоризонтальной модели строения неокома песчаные пласты в основании его разреза также считались одновозрастными и датировались (преимущественно по положению в низах неокома) берриасом-ранним ва-ланжином. Поскольку в период становления региональной палеогеографической модели Западной Сибири в геологии существовали представления о преимущественно мелководном или наземном генезисе обломочных осадков, считалось что ачимовские песчаные накопления обусловлены региональной регрессией в послебаженовское время.

Такая точка зрения существовала довольно продолжительное время (Брадучан, 1973, Условия формирования и закономерности распространения..., 1976, Еханин, Шпильман, 1978 и др.).

А.И.Сидоренков и др. (Условия формирования и закономерности распространения..., 1976) связывали накопление ачимовских песчаных тел с подводными отмелями, располагавшимися в палеогеоморфологической подзоне сильноподвижного морского мелководья, преимущественно в пределах палеоподнятий. Глинизация песчаных пластов объяснялась накоплением глинисто-алевритовых осадков в более глубоководных условиях (подзона слабоподвижного морского мелководья, зона спокойной седиментации). Разнос песчаного материала на огромные расстояния в пределах гигантского мелководного бассейна, по мнению авторов, происходил под действием ветровых течений.

Близкие представления развивали А.Е.Еханин и В.И.Шпильман (1978), которые также считали, что закономерности в распространении песчано-алевритовых тел ачимовской толщи определяются преимущественно направленными морскими течениями и геоморфологией дна морского бассейна.

Следует отметить, что в связи со слабой изученностью ачимовских отложений скважинами, отсутствием четких литологических признаков, позволяющих однозначно установить генезис пород ачимовской толщи, при палеогеоморфологической интерпретации на первый план выступали общие, не увязанные с конкретной геологической ситуацией, теоретические представления о накоплении песчаных осадков.

Хотя в середине 70-х годов XX века уже были детально изучены глубоководные осадки мутьевых потоков, или турбидитов, сложенные песками,

в геологии Западной Сибири доминировали глубоко устаревшие взгляды XIX века (основанные на трудах Меррея и Ренара), согласно которым в глубоководных областях морей развиты только глины и биогенные осадки. Сам же неокомский бассейн априорно считался мелководным, несмотря на то, что в нем накапливались биогенные битуминозные илы (берриасско-валанжинские слои баженовской и тутлеймской свит), которые характерны для глубоководных обстановок седиментации.

Стратификация отложений ачимовской толщи также выполнялась исходя из субгоризонтальной модели строения этих отложений. При порайонной индексации продуктивных и перспективных песчаных пластов неокома ачимовским песчано-алевритовым телам присваивались собственные индексы. Например, в Нижневартовском районе - БВ16.2о, в Сургутском - БС16-22-Предполагалось, что эти песчаные пласты берриас-ранневаланжинского возраста имеют широкое площадное распространение.

Революционными в познании строения неокомских отложений Западной Сибири явились представления А.Л.Наумова, который предложил так называемую "клиноформную" модель неокома (Наумов, Онищук, Векслер, 1975). Согласно этой модели изохронные седиментационные поверхности в неокомских отложениях погружаются к баже