Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Комплексные геофизические исследования разноуровневых водонефтяных контактов малоамплитудных залежей Западной Сибири

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Комплексные геофизические исследования разноуровневых водонефтяных контактов малоамплитудных залежей Западной Сибири"

005010446

На правах рукописи

Гималтдинова Айгуль Фадисовна

КОМПЛЕКСНЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ РАЗНОУРОВНЕВЫХ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ МАЛОАМПЛИТУДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

25.00.10 Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва-2012

005010446

Работа выполнена на кафедре сейсмометрии и геоакустики геологического факультета Московского государственного университета имени М. В. Ломоносова.

Научный руководитель: кандидат технических наук,

доцент Калмыков Георгий Александрович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

Поляков Евгений Евгеньевич

Защита состоится 22 февраля 2012 года в 16 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 501.001.64 при Московском государственном университете имени М. В. Ломоносова по адресу: 119991, ГСП-1, г. Москва, Ленинские горы, ГЗ МГУ, зона «А», геологический факультет, аудитория 308.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета Московского государственного университета

имени М. В. Ломоносова (ГЗ МГУ, зона «А», 6 этаж).

Автореферат разослан «20» января 2012 года.

кандидат геолого-минералогических наук Задорожная Ирина Анатольевна

Ведущая организация:

Федеральное государственное унитарное научно-производственное предприятие «Г еологоразведка»

Ученый секретарь диссертационного совета:

Никулин Б.А.

Актуальность исследований. Подсчет запасов нефтяного месторождения базируется на оценке объема порового пространства коллекторов, заполненного углеводородами. Согласно (Методические рекомендации..., 2003) при подсчете геологических запасов границей раздела между зоной однофазной фильтрации (из которой в первоначальный период эксплуатации получают безводные притоки нефти) и зоной двухфазной фильтрации (из которой получают притоки воды с тем или иным количеством нефти) является контакт ВНК*; а нижней границей между зоной двухфазной фильтрации и залежью в целом - контакт ВНК. Подсчет запасов нефти рекомендуется проводить до нижней границы залежи - ВНК, поэтому обычно при исследовании месторождений изучают положение ВНК. Несмотря на это, в работе предлагается использовать ВНК по ряду причин. Во-первых, значение водонасыщенности на уровне ВНК может быть определено через остаточную водонасыщенность, используя капиллярные кривые, на ВНК — через остаточную нефтенасыщенность по измерениям относительной фазовой проницаемости. Как правило, второй вид исследований выполняется гораздо реже первого в силу своей дороговизны, поэтому использование ВНК статистически более точно и обосновано. Во-вторых, для решения поставленных задач возможно применение как ВНК*, так и ВНК.

Опыт изучения положения ВНК показывает, что достаточно часто его глубина не является фиксированной величиной на площади месторождения. Существует немало примеров месторождений, характеризующихся разноуровневыми водонефтяными контактами в пределах одного продуктивного пласта. К примеру, только в Западной Сибири известны такие месторождения как Вахское, Двуреченское, Крапивинское, Лугинецкое. Определение первичного уровня ВНК и выявление причин разного положения ВНК* является ключевой задачей при оценке углеводородного потенциала месторождения при проведении геолого-разведочных работ с целью поиска и разведки месторождений нефти и газа. Корректное определение положения ВНК позволяет более надежно определять запасы углеводородного сырья и точнее оценивать экономический эффект при разработке месторождения. Изучение и учет изменения положения ВНК* и геологических факторов разноуровневого ВНК* дает возможность выбирать направление проведения разведочных работ для увеличения площади месторождения.

Изменение положения водонефтяного контакта связывают с целым рядом геологических факторов: гидродинамический фактор; изменение температуры и минерализованное™ пластовой воды на разных участках месторождения (Сайкин С.Ф., 1964); разница в капиллярных свойствах коллектора на различных участках пласта (Большаков Ю.Я., 1995); наличие литологических барьеров, препятствующих фильтрации флюидов; тектонические нарушения, играющие роль экранов и разделяющие месторождение на изолированные области; гидродинамическая несвязанность отдельных участков месторождения в связи с фациальной неоднородностью продуктивного пласта.

Особенно актуальна и сложна задача выявления причин разного положения водонефтяного контакта на малоамплитудных месторождениях с небольшими перепадами уровня ВНК . Трудности, прежде всего, связаны с тем, что пологая структура месторождения и незначительные перепады ВНК залежей продуктивных пластов не позволяют в полной мере использовать возможности сейсмических данных в силу ограниченной разрешающей способности последних. Кроме этого, необходимо учитывать, что первичное положение ВНК может измениться вследствие разработки месторождения и влияния заводнения в процессе эксплуатации. Указанные выше факторы значительно осложняют задачу выявления причин разного положения ВНК на месторождении и требуют комплексного подхода к интерпретации геолого-геофизической информации, включающего изучение условий осадконакопления, истории тектонического развития, а также вторичных преобразований, обусловленных влиянием постседиментационных процессов.

В качестве объекта исследований было выбрано одно из месторождений, расположенное на юго-восточной окраине Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ). Выбор объекта определялся, с одной стороны, его геологическим строением, соответствующим описанной задачи, а, с другой стороны, наличием данных ЗД-сейсморазведки и большим количеством пробуренных скважин. Выбранный объект типичен для Западно-Сибирского НГБ, а рассматриваемые в работе приемы исследований легко распространить на другие месторождения региона.

Основной целью работы является разработка методики выявления причин разноуровневого положения водонефтяного контакта малоамплитудных залежей на основании комплекса геолого-геофизической информации.

Определение положения водонефтяного контакта, оценка изменений его уровня и выявление причин изменения положения ВНК* предполагает решение следующих основных задач:

1. анализ и обобщение имеющегося петрофизического материала, расчет пористости и насыщенности коллекторов;

2. разработка методики литологической типизации разреза;

3. анализ положения ВНК и выделение блоков с его близким положением по данным ГИС и испытаний продуктивных пластов;

4. сопоставление положения ВНК с капиллярным подъемом в породах разного литологического состава;

5. оценка положения зеркала свободной воды, выделение блоков с единым положением зеркала свободной воды;

6. определение фациальной принадлежности продуктивных пластов;

7. сопоставление результатов интерпретации сейсмических данных с положением зеркала свободной воды;

8. выявление основных факторов, контролирующих разный уровень ВНК .

Научная новизна работы:

Разработан и обоснован способ расчета интервального времени прохождения продольной волны в породе и плотности породы по ограниченному комплексу ГИС

4

(ГК, ПС, НК, сопротивление) на основании специальной петрофизической настройки.

Предложена и обоснована методика определения положения зеркала свободной воды по комплексу ГИС на основании построения функции Леверетга для выделенных по методам ГК и ПС литотипов пород.

Для условий малоамплитудных интенсивно разбуренных месторождений предложена методика выделения границ блоков с разным положением ВНК’, основанная на определении уровня зеркала свободной воды, выделении областей предполагаемых границ блоков по зеркалу свободной воды, их локализации по сейсмическим атрибутам.

Защищаемые положения:

1. Расчет концентраций макрокомпонент в породе по комплексу ГИС с предварительной петрофизической настройкой позволяют оценить значения интервального времени прохождения продольной волны в породе и плотности породы в скважинах.

2. Выделение по комплексу ГИС двух типов коллекторов по фильтрационноемкостным свойствам и использование соответствующих зависимостей функции Леверетта от водонасыщенности позволяют оценивать высоту подъема воды над зеркалом свободной воды и определять коэффициент нефтенасыщенности коллекторов на любой высоте от зеркала свободной воды.

3. Для обоснования блокового строения малоамплитудных интенсивно разбуренных месторождений по комплексу ГИС фиксируются положения первичного ВНК, рассчитываются глубины зеркала свободной воды, выделяются зоны с единой глубиной зеркала, а в зоне перепада положения зеркала выделяются границы блоков по сейсмическим атрибутам, результатам анализа условий осадконакопления и наличия вторичных преобразований пород.

Практическая значимость:

На основании анализа результатов интерпретации данных ГИС и ЗД-сейсморазведки выявлены основные факторы, повлиявшие на формирование современных залежей (ЮД Ю13) в верхнеюрских пластах исследуемого месторождения: тектонические движения, которые привели к образованию микроблоков; заполнение ловушки с образованием палеоВНК; расформирование залежей в результате неотектонических подвижек и формирование современных залежей.

Обоснование блокового строения месторождения и уточнение контура нефтеносности в результате выполненных исследований позволили выявить перспективные области, не охваченные эксплуатационным бурением, и определить направления дальнейшего бурения.

Кроме этого, предложенная блоковая модель месторождения послужила основой для выполнения пересчета запасов углеводородов, по результатам которого прирост запасов составил 5 %.

Реализованная в работе технология оценки показаний методов АК и ГГК-п, а также способ определения положения зеркала свободной воды с учетом литологического состава пород-коллекторов и расчета нефтенасыщенности коллекторов по вертикали с помощью функции Леверетта после петрофизической настройки на условия месторождения могут использоваться при изучении месторождений Западной Сибири, близких по условиям осадконакопления.

Апробация работы и публикации. Основные положения работы докладывались на Российской конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной «Году Планеты Земля» (г. Москва, 2009 г.); международной научно-практической конференции по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов «Геомодель» (г. Геленджик, 2008 г. и 2010 г.); международных конференциях «Наука и новейшие технологии при поисках, разведке и разработке месторождений полезных ископаемых» и «Ломоносов» (г. Москва, 2006 г.); а также на семинарах кафедр геологии и геохимии горючих ископаемых, сейсмометрии и геоакустики геологического факультета Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова.

Основные положения диссертации и результаты исследований по различным направлениям работы изложены в 7 публикациях, из них 2 — в журналах, рекомендованных ВАК.

Структура и объем работы. Диссертационная работа общим объемом 137 страниц состоит из введения, пяти глав и заключения. Список использованных литературных источников включает 95 наименований.

Работа над диссертацией была начата на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых и закончена на кафедре сейсмометрии и геоакустики геологического факультета Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова под руководством кандидата технических наук, доцента Г.А. Калмыкова.

Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю, доценту, кандидату технических наук Г.А. Калмыкову за внимание и поддержку при написании работы. Автор благодарен Г.Г. Топуновой и Г.В. Перовой за консультации и поддержку на всех этапах работы над диссертацией, М.И. Верещагиной, А.Е. Харитонову за неоценимую помощь и консультации при написании отдельных глав. Автор признателен В.А. Богословскому, Б.А. Никулину, А.А. Никитину, Е.Е. Карнюшиной, Е.В. Соболевой, B.C. Белохину за советы и полезные рекомендации. Автор выражает благодарность Г.Г. Кравченко за предоставленную возможность ознакомиться с его диссертационной работой. Автор искренне благодарен Н.Л. Кашиной за конструктивную критику и всестороннюю поддержку. Отдельно автор благодарит членов семьи и друзей, без постоянной поддержки которых было бы невозможно написание работы.

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулирована цель и определены основные задачи исследования, представлены научная новизна и практическая значимость работы, приведены защищаемые положения.

В первой главе рассматривается современное состояние проблемы, а также описывается геологическое строение исследуемого месторождения.

Изучением и построением моделей месторождений с непостоянным положением ВНК залежей в пределах юго-востока Западной Сибири занимались многие исследователи и научные коллективы: Р.В. Белов, В.Б. Белозёров, Г.А. Берилко, Г.И. Берлин, A.B. Гавура, А.Ф. Глебов, К.Н. Григоренко, В.П. Девятов, A.B. Ежова, И.А. Иванов, Н.В. Коптяев, О.Н. Костеша, В.П. Иванченков, В.П. Максимов; Н.Т. Мандрикова; В.П. Меркулов, Н.М. Недоливко, В.Н. Панков, Г.Н. Перозио, B.C. Славкин, Г.Ф. Степаненко, Н.Ф. Столбова, Б.А. Фёдоров, Л.С. Чернова, О.С. Чернова, Э.С. Крец, и др.

Капиллярно-экранированная модель И.А. Иванова, разработанная в результате литолого-фациальных исследований 1988-1991 гг., диагностирует физиколитологическую природу гидродинамического экранирования залежей, объясняя притоки воды в скважинах на высоких гипсометрических отметках влиянием капиллярных сил в коллекторе.

В 1989 г. Н.В. Коптяевым рассматривалась гидродинамическая модель плавно-наклонного ВНК. Автор связывал «плавающее» по разрезу положение ВНК (с разницей абсолютных отметок до 80 м) залежи в подугольной толще васюганской свиты с наклонной поверхностью ВНК.

По мнению В.Б. Белозерова и других исследователей, выполнивших сейсмогеологическое моделирование верхнеюрских отложений в 1994 г.,

значительную роль в перераспределении нефти внутри резервуара играют маломощные прослои аргиллитов и карбонатизированных песчаников, являющихся своеобразными внутренними литологическими барьерами. Эти прослои разделяют коллектор на ряд обособленных в разрезе и плане резервуаров.

В тектонически-экранированной модели B.C. Славкина, предложенной в 1995 г., основной упор делается на разломную тектонику, как движущую силу верхнеюрских седиментационных процессов, оживленную в неоген-палеогеновое время и оказавшую, в конечном итоге, большое влияние на распределение залежей (Славкин B.C. и др., 1995). Мозаичное распределение нефтяных полей объясняется наличием целой системы малоамплитудных разломов, являющихся гидродинамическими барьерами для выделяемой совокупности нефтяных залежей (Славкин B.C., 1995, 1999).

В литологической модели, разработанной в этом же году группой исследователей во главе с И.А. Ивановым, роль барьеров, разделяющих нефтяное поле месторождения на ряд самостоятельных залежей, выполняют зоны коллектора с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками.

По результатам исследований на керне 1996-1998 гг. была рассмотрена модель вторичных изменений (Степаненко Г.Ф. и др., 1998; Столбова Н.Ф. и др., 1998).

Проводилось детальное литолого-петрографическое изучение отложений продуктивного горизонта К>1, направленное на выявление процессов наложенного эпигенеза, ухудшающих петрофизические параметры коллекторов.

Большой интерес с точки зрения вышеописанной проблематики представляет месторождение в юго-восточной части Западной Сибири, в тектоническом плане приуроченное к одноименному локальному поднятию. Промышленная нефтеносность связана с верхнеюрскими песчаными пластами Ю12 и Ю]3 верхневасюганской подсвиты, представленными пластами песчаников с пропластками аргиллитов, алевролитов и уплотненных песчаников. Мощность верхневасюганской подсвиты составляет 27-41 м.

Перепады глубин продуктивных отложений на месторождении составляют 40-50 м; перепады положения ВНК составляют 11-15 м. На месторождении с 2001 г. ведется добыча нефти с использованием нагнетательных скважин.

Предлагаемые модели исследуемого месторождения предполагают наклонный или горизонтальный уровень ВНК залежей, который противоречит результатам разработки месторождения. Кроме этого, в принятом контуре ВНК месторождение разбурено, и поэтому необходим поиск новых направлений бурения. Очевидно, что построение научно-обоснованной модели месторождения с учетом всей геологогеофизической информации (данные по пробуренным скважинам и ЗД МОГТ сейсморазведочным работам) является актуальной и необходимой задачей.

Малая амплитуда структуры, малые мощности продуктивных пластов, небольшие перепады положения ВНК залежей - факторы, которые препятствуют использованию возможностей сейсморазведки в полной мере ввиду ограниченной разрешающей способности. Поэтому для изучения такого рода месторождений и выявления причин разного положения ВНК залежей необходим новый подход. Кроме этого, положение ВНК залежей в ряде скважин могло измениться в процессе эксплуатации месторождения. Автором же изучается первичное положение ВНК* залежей до начала эксплуатации месторождения; а изменение положения ВНК в процессе разработки месторождения - не является целью данной работы.

Во второй главе описаны процедуры корреляции разрезов скважин, литологического расчленения разреза, выделения коллекторов и оценки их фильтрационно-емкостных свойств.

На основании комплекса ГИС были прослежены отложения баженовской, георгиевской, васюганской (Ю|2, К>1М, Ю]ЗБ, Ю|ЗВ) и тюменской свит. Корректное прослеживание продуктивных пластов в межскважинном пространстве во многом зависит от грамотной привязки сейсмических и скважинных данных. Традиционно для этого используются данные вертикального сейсмического профилирования, скважинные данные (акустический и плотностной каротаж (АК и ГГК-п)). На практике далеко не всегда в скважинах измеряются скорость и плотность; и далеко не всегда присутствуют данные вертикального сейсмического профилирования. Кроме того, довольно часто измеренные показания АК и ГГК-п искажены в силу различных причин. Поэтому часто возникает необходимость в синтезировании показаний методов АК и ГГК-п по имеющемуся комплексу ГИС. На исследуемом месторождении данные АК в наличии в 9 скважинах, ГГК-п - в 3 скважинах.

Стандартный подход - использование статистических зависимостей значений интервального времени и плотности от показаний других методов ГИС для изучаемого разреза - не дал положительных результатов. За исключением отложений баженовской свиты и пропластков углей, для которых удалось получить приемлемые зависимости, позволяющие рассчитывать интервальное время и плотность по данным нейтронного метода.

Автором для расчета показаний метода АК в песчаниках использовалось уравнение, предложенное М. Вили, А. Грегори, Л. Гарднером (уравнение среднего времени) для описания времени прохождения продольной волны в породе применительно к объемной модели породы, состоящей из скелетной части, цемента и флюида, заполняющих поровое пространство:

ОТ = 0ТСК ■ (1 - Кп - Кгл) + ОТгл ■ Кгл + БТЖ • Кп, (1)

где БТ, ВТСК, ВТГЛ, БТЖ - интервальное время прохождения продольной волны в породе, скелете породы, глинистом цементе и флюиде соответственно; Кп, Кгл -пористость и объемная глинистость соответственно. Для расчета плотности песчаников использовалось аналогичное уравнение:

5 = 8СК ■ (1 - Кп - Кгл) + 5ГЛ • Кгл + 6Ж • Кп, (2)

где 5, бск, 5ГЛ, 5Ж - плотность породы, скелета породы, глинистого цемента и флюида соответственно.

Доли порового пространства и глинистого цемента, необходимые для расчета интервального времени и плотности согласно уравнениям (1)-(2), оценивались по методу ПС. Определение остальных параметров в уравнениях (1)-(2) основано на знании минерального состава скелета породы, глинистого цемента, характеристик пластовых вод, а также учете пластовых условий.

Для расчета интервального времени и плотности в глинистых пропластках использовались уравнения, аналогичные приведенным выше, для модели породы, состоящей преимущественно из глинистых минералов, а также из зерен кварца и флюида. Такая трехкомпонентная объемная модель для глин используется по причине того, что редко встречается глина, состоящая только из зерен пелитовой фракции. Гораздо чаще наблюдается наличие более крупных зерен, преимущественно кварцевых в силу своей устойчивости к разрушению.

Корректность расчета кривых интервального времени и плотности оценена путем сопоставления расчетных и измеренных кривых (Рис. 1, цветная вкладка). Абсолютная погрешность расчетов значений интервального времени и плотности породы составила 10-15 мкс/м и 0.04-0.05 г/см3 соответственно (относительная 5-10 %). Использование предложенной методики позволило выполнить привязку сейсмических и скважинных данных во всех скважинах месторождения.

Выделение коллекторов на качественном уровне проводилось традиционно для терригенного разреза по прямым признакам. В качестве косвенного признака использовалось граничное значение пористости, определенное путем сопоставления общей и динамической пористостей. За значение критической пористости принято значение, при котором динамическая пористость больше 0, т.е. коллектор способен отдавать флюид. Корректность оцененного критического значения подтверждается отсутствием притоков в скважинах при пористости коллектора меньше критической.

Третья глава посвящена анализу положения ВНК залежей исследуемого месторождения. Понятие о водонефтяном контакте - широко употребляемое понятие в нефтяной геологии. Несмотря на это, а возможно, именно поэтому, в литературе и в обиходе в это понятие вкладывают столь разнообразное содержание: 1) поверхность, разделяющая в залежи нефть и пластовую воду (Геологический словарь, 1978); 2) отметка, ниже которой промышленных притоков нефти в скважинах не наблюдается (Джонс П.Д., 1947); 3) граница, выше которой фазовая проницаемость для воды равна нулю (Кошляк В.А. и др., 1986).

В данной работе за положение ВНК* принималось значение критической водонасыщенности, оцениваемое по формуле (Элланский М.М., 2001):

к; = 0.69 • ков + о.31, ( (3)

где Ков - остаточная водонасыщенность; К„ - критическая водонасыщенность коллектора. Элланский М.М. рассматривал Кв в качестве критерия разделения «продуктивный коллектор - водоносный коллектор»: при выполнении условия Ков<Кв<Кв из коллектора будет получена безводная нефть, где К„ - текущая водонасыщенность коллектора.

В пределах исследуемого месторождения производилось в основном кустовое наклонно-направленное бурение скважин. Кроме этого на месторождении с 2001 г. уже интенсивно ведется добыча нефти с использованием нагнетательных скважин, поэтому на площади за это время появились обводненные участки. В связи с этим для обоснования положения поверхности ВНК применять материалы по всем скважинам было бы некорректно. В первую очередь были выбраны вертикальные скважины (разведочные) и субвертикальные, имеющие удлинение ствола в точке пластопересечений не более 35 м (эти скважины первые в пределах куста). Среди этих скважин были исключены скважины с неясным характером насыщения и неоднозначной интерпретацией по ГИС. Далее в анализ были включены скважины с удлинением ствола в точке пластопересечений условно до 100 м или чуть более. Из них были также отброшены скважины с неясным характером насыщения по ГИС; скважины, не имеющие коллектора в пласте, и скважины, попавшие в обводненную зону. Далее, в дополнение к отсортированным скважинам при необходимости привлекались некоторые скважины с большим удлинением ствола, в которых четко фиксируется положение ВНК*.

Анализ проинтерпретированных данных ГИС и результатов испытаний показал, во-первых, что залежь пластов Ю1ЗБ и Ю1ЗВ представляется единым объектом, поскольку маломощная глина (от 1 до 3.8 м), разделяющая пласты между собой, очень сомнительна для надежного флюидоупора; во-вторых, что ВНК* залежей ведет себя неоднозначно, близко к скачкообразному. Так в залежи пласта Ю12 он изменяется по скважинам от а.о. 2620 до а.о. 2646, причем наиболее низкое его положение отмечено на юге структуры. В залежи пластов Ю]ЗБ и К)1ЗВ ВНК* также непостоянен, и изменяет свое гипсометрическое положение от а.о. 2639 до

а.о. 2651. Характер изменения положения ВНК* в залежах пластов К>12 и Ю|3 позволил заключить, что в пределах исследуемого месторождения существуют блоки с собственным, близким по гипсометрическому положению водонефтяным контактом в пределах каждой залежи, а соседние блоки отличаются по положению ВНК*.

Рис. 1. Сопоставление расчетных и измеренных кривых АК и ГГК-п

Алевролит | Уголь 3 Плотный 1 Песчаник

Рис. 4. Кроссплот коэффициент глинистости по методу ПС-двойной разностный параметр ГК

* 100

Двойной разностный параметр ГК

Рис. 5. Оценка нефтенасыщенности коллекторов по методикам Арчи-Дахнова и Леверетта

| Кн_Арчи-Дахнова. д.1

Кн_ Леверетта. д.е.

Литология

Насыщение

|__] Нефть

"" I Вода

Н§Аргйллйт~ Ц Уголь Песчаник

Щ^вролит ‘а*1Г Плотный

-2635

-2630

разрывных течений

°мш

Условные обозначения к Рис. 7

мелководно-морские отложения

отложения баровых тел

■ отложения промоин разрывных течений и их конусов выноса

^ л потоковые отложения канала

•»— направление разрывных течений

номер скважины

форма кривых ПС

Условные обозначения к Рис. 9

границы блоков

— разломы

1 номер блока

, а. о. отметка ВИК в залежи пласта Ю,2 (наверху) и ■2648 Ю,3(вниз^)

Рис. 7. Фациальная схема на момент окончания формирования пласта Ю|2

Рис. 9. Положение блоков на схеме

исследуемого месторождения

а б в

Карта атрибута Dip azimuth (а), структурная карта пласта Ю|2 (б) и схема изменения уровня зеркала свободной воды в

залежи пласта Ю|2 (в)

Рис. 10. Геологический разрез по линии скважин 352-328-319-315-360-387-507-455-483-501-490-532-534

Выделенные согласно изменению положения водонефтяного контакта в залежах пластов Ю,2 и К),3 блоки имеют предположительные границы, поскольку не во всех скважинах удалось оценить положение ВНК . Очевидна необходимость уточнения границ блоков с близкими ВНК путем привлечения дополнительной информации. Погрешность определения ВНК* в скважинах достигает первых метров, поэтому разница абсолютных отметок водонефтяного контакта в различных скважинах в 5-10 и более метров не может быть объяснена погрешностью наблюдения и требует обоснования.

В четвертой главе оценивается степень влияния капиллярных сил на положение ВНК* залежей и определяется уровень зеркала свободной воды (уровень со 100 %-ным водонасыщением). Знание основных свойств пород и флюидов, таких как смачиваемость, капиллярное давление, контролирующих потоки в поровом пространстве, является необходимым условием для понимания процессов формирования водонефтяного контакта. Смачиваемость системы порода-флюид является основным фактором, контролирующим местоположение, направление движения и распределение флюидов в резервуаре. Предполагается, что все коллекторы после седиментации являются явно выраженными гидрофильными по двум причинам. Во-первых, большинство чистых осадочных пород в высокой степени гидрофильны. Во-вторых, большинство пород-коллекторов сформировались в водной обстановке, а нефть мигрировала в них впоследствии. Капиллярные силы контролируют распределение флюидов в пласте-коллекторе по вертикали. Данные о капиллярном давлении служат индикатором распределения размеров пор по пласту-коллектору (Большаков Ю.Я., 1995):

Рс = 2усо5 0/Я, ^ (4)

где у - поверхностное натяжение на границе раздела фаз (Дж/м2); Я - радиус | порового канала (м); 0 - угол смачивания (градусы). Помимо этого, давление на границе фаз внутри капилляра является функцией разности плотностей и высоты подъема воды:

1 Рс = 9 ' (Л ~ 5н)' К где 5В - плотность пластовой воды, 5Н - плотность нефти; g -ускорение силы тяжести; И -высота над уровнем свободной воды. Распределение

водонасыщенности по пласту неравномерно: на одном и том же уровне над зеркалом свободной воды

водонасыщенность меньше в ) высокопроницаемых и больше в малопроницаемых породах. Для каждого образца керна, взятого из пласта-коллектора,

получаются в общем случае

(5)

1? § X

1«

ч

1

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

О

* » . *.

\

\ А \ \

\ \ \ \

\ :. А

Кпор=18.2% Кпор=17.3% Кпор=16% Кпор=14.4% Клор=13.3%

\ \ \ V \

\ \ ч

■“ 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

Водонасыщенность Кв, д.е.

Рис. 2. Зависимость капиллярного давления от водонасыщенности

разные кривые капиллярного давления (Рис. 2). Применять зависимости капиллярного давления от водонасыщенности для каждого образца в отдельности технологически трудно. Чтобы свести зависимость капиллярного давления от насыщенности в единую для группы образцов с близкими фильтрационноемкостными свойствами, использовалась функция, предложенная М. Левереттом (Ьеуегей М.С., 1941):

1Кпо

] = ■

3.183-Рс-

(6)

3.5 ■

ус ОБ в

где I - 1-функция Леверетта; Рс - капиллярное давление, пересчитанное в пластовые условия; Кпр - коэффициент проницаемости; К„ - коэффициент пористости; у -поверхностное натяжение в системе углеводороды-пластовая вода; 0 - угол смачивания. По виду зависимости функции Леверетта от водонасыщенности удалось выделить 5 групп образцов с близкими значениями пористости (Рис. 3). При одних и тех же величинах капиллярного давления алевролиты удерживают значительно больше воды, чем песчаники. Согласно (Рис. 3) коллектор васюганской свиты представлен двумя типами песчаников с разными капиллярными свойствами.

Для выделения этих типов песчаников в разрезе скважин автором было предложено использовать зависимость

коэффициента глинистости,

рассчитанного по методу ПС, и двойного разностного параметра ГК (Рис. 4, цветная вкладка). Для глинистости зависимость амплитуды от объемной установленная диаграмм апс с лабораторных

□песчаник-1, Кп=1?-19 % д песчаник-2, Кп=15-17 % о алевролит-1, Кл=13-14 % о алевролит-2, Кп-12-13% •алевролит глинистый, Кп=12-13

0.4 0.6 0.6

Водонасыщенность Кв, д.е.

Рис. 3. Зависимость .1-функции от

водонасыщенности

оценки

использовалась

относительной

аномалии ПС

глинистости,

сопоставлением

результатами

исследований керна. Объемное содержание глинистых минералов в составе породы при этом оценивается путем определения массового содержания в твердой фазе породы зерен с диаметром < 0.01 мм в образцах керна.

При переходе от породы, состоящей преимущественно из песчаной фракции (песчаник-1 на Рис. 4, цветная вкладка), к породе, состоящей преимущественно из глинистой фракции (глина на Рис. 4, цветная вкладка), происходит плавное повышение значений двойного разностного параметра ГК и глинистости согласно зависимости (черная линия на Рис. 4, цветная вкладка), построенной по результатам гранулометрических исследований образцов керна. Однако, выделяется область точек, лежащая выше указанной линии (песчаник-2 на Рис. 4, цветная вкладка). Если в составе песчаника помимо песчаной и глинистой фракций присутствует промежуточная алевритовая фракция, то при неизменном значении естественной

16

радиоактивности (или двойного разностного параметра ГК) растет масса зерен с диаметром <0.01 мм, что и приводит к увеличению глинистости.

И так, разное положение ВНК может определяться как разным подъемом воды от зеркала свободной воды вследствие разных капиллярных свойств коллекторов, так и разным положением зеркала свободной воды.

Уровень зеркала свободной воды может быть определен следующим образом: по значению водонасьиценности на ВНК* в скважине оценивается величина I-функции для соответствующего типа песчаника согласно Рис. 3; рассчитывается капиллярное давление, используя формулу (6) и характеристики коллектора (пористость, проницаемость); вычисляется высота положения ВНК* над зеркалом свободной воды с учетом плотностей пластовой воды и нефти согласно формуле (5). Правильность расчетов подтверждается совпадением нефтенасыщенности, полученной с использованием 1-функции и зеркала свободной воды, с нефтенасыщенностью, рассчитанной по общепринятой методике Арчи-Дахнова (Рис. 5, цветная вкладка). Предложенный алгоритм позволяет определить абсолютную отметку зеркала свободной воды, а также оценивать коэффициент нефтенасыщенности коллекторов на любой высоте от зеркала свободной воды.

Сопоставление литологического состава пород коллекторов и положения ВНК, а также определение уровня зеркала свободной воды позволило сделать вывод, что скачкообразное изменение положения ВНК на площади связано со скачкообразным изменением положения зеркала. Разница между ВНК* и зеркалом свободной воды заключается в том, что отметка ВНК может изменяться по площади в связи с неоднородностью коллектора, а, следовательно, подъемом воды на разную высоту; а поверхность зеркала воды всегда горизонтальна, и его уровень одинаковый в пределах гидравлически связанной залежи. Определение положения зеркала свободной воды в ряде скважин месторождения показало, что уровень зеркала на исследуемой площади не единый. По уровню зеркала выделяются блоки с его единым положением, ВНК же в пределах одного блока может варьировать вследствие изменения капиллярных свойств пород-коллекторов. Таким образом, исследуемое месторождение состоит из блоков с одинаковым положением зеркала свободной воды в пределах блока и скачкообразно меняющимся положением между блоками. Такое изменение отметки зеркала свободной воды указывает на изолированность участков месторождения.

В пятой главе выявляются особенности и рассматриваются возможные причины блокового строения исследуемого месторождения. В первой части главы оценивается степень влияния зон карбонатизации на блоковое строение месторождения. Зоны карбонатизации, выделенные в ряде скважин, делятся на два типа: 1) пропластки, коррелируемые на схемах сопоставления; 2) пропластки, «плавающие» по отношению к кровле и подошве и расположенные, как правило, на одной (или весьма близкой к ней) гипсометрической отметке. Первые связаны, по-видимому, с процессами наложенного эпигенеза, вторые - с процессами в зоне водонефтяных контактов. С процессами в зоне водонефтяных контактов залежей углеводородов связано формирование зон уплотнения, существенно влияющих на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. Большую роль в изменении

17

пород-коллекторов играет приход в ловушку углеводородов в свободном состоянии, т.е. формирование залежи. По мере заполнения ловушки и перемещения (опускания) водонефтяного контакта, в него вовлекаются новые части пласта сверху вниз. На границе углеводороды-пластовая вода образуется большой спектр органических растворителей. Продукты растворения минералов удерживаются в растворе длительное время. При стабилизации геохимической обстановки из раствора выпадают новообразованные минеральные агрегаты, заполняющие поровое пространство пород-коллекторов. Все эти процессы в зоне контакта изменяют минеральный состав, структуру порового пространства и физические свойства пород-коллекторов на водонефтяном контакте. Так существенно изменяется их плотность, пористость, проницаемость, извилистость пор и т.д. Это в итоге приводит к образованию зон карбонатизаций на ВНК (Пономарев В.Е., 2006). Изучение минеральных новообразований в этих зонах дает возможность оценивать динамику образования, стабилизации и разрушения скоплений углеводородов. Зоны карбонатизации обнаружены в ряде скважин месторождения как в нефтенасыщенной части пласта выше уровня современного ВНК, так и в водонасыщенной части пласта ниже уровня современного ВНК . Несмотря на ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в зонах уплотнений, карбонатизированные песчаники не выполняют роли внутренних литологических барьеров.

Далее анализируются условия осадконакопления изучаемых отложений. Восстановление конкретных обстановок производилось на основе интерпретации кривых ПС и ГК по методикам, разработанным B.C. Муромцевым, Р.Ч. Селли и др. (Муромцев B.C., 1984; Селли Р.Ч., 1989). В целом, можно выделить следующие разновидности кривых ПС (Рис. 6):

1. трапециевидные кривые с увеличением размера частиц к кровельной

линии;

2. трапециевидные кривые блочного типа;

3. трапециевидные кривые с уменьшением размера частиц к кровельной

линии;

4. треугольные кривые в форме прямоугольного треугольника с

увеличением размера частиц к кровельной линии;

5. кривые прямоугольной формы.

Изучение результатов исследования керна (отсутствие в разрезе раковинного детрита и глауконита и, наоборот, наличие в песчаниках и алевролитах большого количества углистого растительного детрита) и результаты палеотектонического анализа показывают, что для васюганской свиты условия формирования, вероятно, соответствовали дельтовым или мелководно-морским прибрежным обстановкам.

Для каждого продуктивного горизонта месторождения свойственны свои определенные формы каротажных кривых ПС и ГК. Практически все разрезы пласта Ю1ЗВ представлены четвертым типом кривой ПС (Рис. 6, Г). Вероятно, эти отложения соответствуют фронтальной части дельты и представляют собой серию наложенных друг на друга приустьевых баров. Отложениям пласта К>1ЗБ отвечают 13 типы кривых (Рис. 6, А-В).

(А - трапециевидные кривые с увеличением размера частиц к кровельной линии; Б -трапециевидные кривые блочного типа; В - трапециевидные кривые с уменьшением размера частиц к кровельной линии; Г, Д - треугольные кривые в форме прямоугольного треугольника с увеличением размера частиц к кровельной линии; Е - кривые прямоугольной формы).

Из них наиболее развит первый тип, который возникает при проградации фронтальной части дельтового комплекса. Второй и третий типы кривых можно ; ассоциировать с фациями потоковых отложений основных распределительных каналов. В терригенных породах пласта Ю12 наиболее распространен четвертый тип формы кривой электрометрии (Рис. 6, Д), который отвечает отложениям 1 мелководных баров. Реже встречаются пятый и второй типы (Рис. 6, Е, Б). Пятый тип соответствует отложениям приливно-отливных межбаровых проток, а второй тип - потоковым отложениям.

1 Если пласт Ю,зв фациально однороден, то проградационный комплекс пласта

Ю,ЗБ фациально более неоднороден. Кривые ПС в большинстве случаев демонстрируют увеличение размера частиц в кровле. Однако, в ряде скважин кривая имеет блоковое строение и иногда показывает уменьшение размера частиц в подошве. Увеличение размера частиц вверх, возможно, обусловлено проградацией фронтальной части дельты. Увеличение частиц вниз и однородное блоковое строение пласта можно ассоциировать с фациями основных распределительных каналов аллювиально-дельтовой равнины. Каналы составляют единый с фронтальными песками резервуар, не прорезают устьевые бары и не разделены глинистыми барьерами. Песчаный пласт Ю12 представлен мелко-среднезернистыми песчаниками с многочисленными ходами и норками роющих организмов, песчаники часто карбонатизированные. Формирование песков Ю,2 проходило в условиях приливно-отливного побережья с широко развитой барьерно-баровой системой, разделенной приливно-отливными протоками (Рис. 7, цветная вкладка). На фоне , относительно небольших мощностей горизонта Ю|2 в ряде скважин по данным ГИС фиксируется резкое увеличение мощности продуктивного горизонта. Одновременно вид кривых ПС меняется с «треугольного», соответствующего мелководным отложениям барового типа, на «блочный», который обычно отвечает отложениям потоков различного генезиса. Помимо этого, в этих же скважинах отсутствуют глинистый пласт в подошве горизонта, в то время как в соседних скважинах он присутствует и составляет по толщине от 2.5 м до 4 м. На сейсмических атрибутах через эти скважины проходит узкое, извилистое тело, вытянутое в северо-западном направлении. Суммируя все имеющиеся данные можно предположить, что в данном

I

<

случае мы имеем дело с отложениями, сформировавшимися либо во время, либо позже накопления осадков пласта К>12. На потоковый генезис указывает блочный характер кривой ПС и закономерное отсутствие глинистого пласта, который должен быть эродирован в процессе образования и развития долины потока. Сопоставление положения ВНК и границ фаций пласта Ю|2 не дает оснований утверждать, что именно фациальная изменчивость является определяющим фактором разноуровневого положения ВНК залежи и уровня свободной воды. Границы блоков с единым положением зеркала свободной воды не определяются границами фаций.

В заключительной части пятой главы приводятся результаты анализа сейсмического материала. Структурные карты поверхностей фундамента, кровли тюменской и горизонтов васюганской свит при общем сравнении характеризуются четко выраженным единым морфологическим рисунком. Структурноморфологические единицы 1-го и П-го порядков отчетливо выделяются на всех структурных планах и их местоположение стабильно. Это дает возможность предполагать общую причину возникновения единого структурного рисунка. Вместе с тем, в мелких деталях все структурные планы различаются, что, скорее всего, связано с особенностями осадконакопления.

Особый интерес представляют выявленные тектонические нарушения. Поверхность фундамента осложнена рядом разноранговых разрывных нарушений. В северной части площади прослеживается крупный разлом сбросовой кинематики с опущенным южным крылом и имеющий северо-восточное простирание поверхности сместителя. На склоне поднятия прослеживается система более мелких разрывов трещинного типа северо-восточного простирания. В тюменское время северный разлом поменял свою кинематику. До тюменского времени он работал как сброс с опущенным южным крылом, а к окончанию тюменского времени по нему произошли левосдвиговые смещения. Другой характерной чертой структуры является серия кулисных разломов. Разломы субпараллельны между собой, имеют небольшую протяженность и под острым углом выстраиваются вдоль общей оси северо-восточного простирания. Причина их появления в чехле, по-видимому, связана с активизацией сдвиговых зон в фундаменте плиты. Наблюдаемая в кровле тюменской свиты система сдвигов север-северо-восточиого простирания позволяет предполагать наличие в строении фундамента левосторонней сдвиговой зоны (или крупного разрывного нарушения) северо-восток - юго-западного простирания. Разрывные нарушения являются устойчивым элементом в морфоструктуре всех горизонтов васюганской свиты (Рис. 8, а, б, цветная вкладка) и баженовской свиты. Их ориентировка и положение устойчивы от карты к карте, что указывает на их постседиментационный характер.

Влияние разрывных нарушений прекращается на карте поверхности нижнемелового горизонта Кь Наблюдаемые особенности свидетельствуют о том, что в период после завершения формирования баженовских отложений и до начала накопления горизонта К1 произошло тектоническое событие, которое привело к смене седиментационного режима в регионе.

Таким образом, к началу формирования юрских отложений в пределах исследуемой площади существовал расчлененный овражно-балочный рельеф с амплитудой превышения водоразделов над днищем долин более 118 м. Приведенная цифра отображает реально зафиксированную в разрезе чехла (запечатанную) амплитуду палеорельефа. В действительности это значение было больше, поскольку в современной структуре мы видим уже результат длительной эрозии и выравнивания предъюрской поверхности. Наибольшее сглаживание рельефа произошло в тюменское время параллельно с накоплением одноименной свиты. К началу накопления васюганских слоев перепад между вершинами поднятий и днищем долин составлял около 10 м. На протяжении васюганского времени территория имела равнинный рельеф. Увеличение изменения вертикальной амплитуды рельефа в начале васюганского времени свидетельствует об изменении базиса эрозии. Анализ структурных карт и карт мощностей позволяет считать причиной развития расчлененного рельефа тектонические подвижки по северному разлому. На протяжении второй половины васюганского времени происходила постепенная нивелировка рельефа, его сглаживание.

При сопоставлении данных по выявленному в ряде скважин положению зеркала свободной воды и структурных карт по кровлям пластов Ю]2 и Ю]ЗБ выявляются закономерности в распределении поверхности зеркала свободной воды в пределах структуры (Рис. 8, б, в, цветная вкладка). Предполагаемые блоки, выделенные по положению зеркала свободной воды, разделяются тектоническими нарушениями, зафиксированными по сейсмическим материалам (Рис. 8, а, цветная вкладка). Следовательно, границами блоков с единым зеркалом свободной воды являются тектонические нарушения. Значительное количество карбонатного цемента в песчаных отложениях васюганской свиты позволяет предполагать, что экранирование обеспечивается за счет цементации ранее проницаемых пород в плоскости тектонического нарушения. Прямым несейсмическим доказательством существования тектонических нарушений является наличие зеркал скольжения в породах согласно описаниям керна.

Процесс формирования залежей исследуемого месторождения выглядел, видимо, следующим образом. В период раннемеловой тектонической активизации образовались блоки, которые удалось локализовать с помощью сейсмических данных. Далее с постепенным погружением и разогреванием нефтематеринских пород, началось заполнение тектонически-экранированных ловушек. По-видимому, размеры палеозалежи были шире современной залежи. Об этом свидетельствует наличие зон карбонатизации в водонасыщенной части пласта Ю[ЗБ ниже уровня современного водонефтяного контакта. В связи с тектонической активизацией в эоцен-неогеновое время произошло разрушение залежи, а далее «залечивание» зон дезинтеграции в эпоху относительной тектонической стабилизации. После того, как нарушения приобрели экранирующие свойства, начался этап формирования современных залежей.

Комплексный анализ изменения положения ВНК , уровня зеркала свободной воды, структурных карт по кровлям пластов Ю|2 и Ю]3 и сейсмических атрибутов позволил разбить исследуемое месторождение на блоки по линиям тектонических

нарушений (Рис. 9, цветная вкладка). В пределах одного блока положение ВНК* незначительно варьирует вследствие изменения капиллярных свойств коллекторов, между блоками - меняется скачкообразно (Рис. 10, цветная вкладка).

На основании предложенной блоковой модели месторождения выявлены два основных направления продолжения геолого-разведочных работ: в пласте Ю|2 в палеоканале и в Ю,3 в западном направлении блоков 2 и 3 в зоне превышения кровли пласта над водонефтяным контактом.

В заключении изложены основные результаты:

1. На основании комплексного анализа данных ГИС, ЗД-сейсморазведки, испытаний скважин и исследования кернового материала обосновано блоковое строение и выявлены особенности формирования исследуемого месторождения.

2. Уточнено положение водонефтяного контакта залежей в пластах K)i2 и Ю]3 и определены перспективные направления для дальнейшего бурения.

3. Выявлено, что продуктивный коллектор васюганской свиты представлен двумя типами песчаников, отличающихся капиллярными свойствами и характеризующихся разной высотой подъема воды над зеркалом свободной воды.

4. Показано, что для учета влияния разного капиллярного подъема воды от уровня свободной воды и разной толщины переходной зоны на положение ВНК* необходимо перейти к зеркалу свободной воды.

Публикации по теме диссертации:

Издания, рекомендованные ВАК

1. Гималтдинова А.Ф., Калмыков Г.А., Топунова Г.Г. Оценка насыщенности по методике ЛевереттаУ/ Вестн. Моск. Ун-та. Сер. 4. Геология, 2011, №4. с. 71-74.

2. Калмыков Д.К., Понимаскин А.И., Гималтдинова А.Ф., Токарев М.Ю.. Оценка вероятной эффективности применения AVO-анализа на примере данных по Приобскому месторождению// Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4. Геология, 2010. №5.с.42-50.

Другие Российские издания

3. Белохин B.C., Калмыков Г.А., Коротков К.В., Гималтдинова А.Ф. Разработка

методики определения геолого-технических параметров обсаженной скважины гамма-гамма методом// Наука и новейшие технологии при поисках, разведке и разработке месторождений полезных ископаемых: Материалы 5-й

Международной научно-практической конференции. - М.: РГГРУ, 2006. - с.259.

4. Гималтдинова А.Ф. Разработка методики определения геолого-технических параметров пород гамма-гамма методом в обсаженной скважине// Материалы XIII Международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов», том 2. - М.: Изд-во МГУ, 2006. - с.29.

5. Гималтдинова А.Ф. Определение коэффициента нефтенасыщенности при трехмерном геологическом моделировании на основе J-функции Леверетта//

Планета Земля: актуальные вопросы геологии глазами молодых ученых и студентов: Материалы Российской конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной «Году Планеты Земля», 2009, т. I.e. 180-183.

6. Гималтдинова А.Ф. Калмыков Г.А. Модель строения Западно-Крапивинского месторождения (Западная Сибирь)// Сборник докладов двенадцатой международной научно-практической конференции «Геомодель», 2010.

7. Никитин A.A., Гималтдинова А.Ф. Изучение анизотропии горных пород с помощью многоволнового акустического каротажа// Геомодель-2008: Материалы десятой юбилейной международной научно-практической конференции. - 2008.

ООО “Цифровичок”, тел. (495) 649-83-30 www.cfr.ru; е-таіі:zak@cfr.ru

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Гималтдинова, Айгуль Фадисовна, Москва

61 12-4/60

Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова кафедра сейсмометрии и геоакустики

На правах рукописи

Гималтдинова Айгуль Фадисовна

КОМПЛЕКСНЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

РАЗНОУРОВНЕВЫХ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ МАЛО АМПЛИТУДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

25.00.10 Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель кандидат технических наук, доцент Калмыков Георгий Александрович

Москва-2012

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ....................................................................................................................................3

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ИССЛЕДУЕМОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.....................................................................................................................9

1.1. Геолого-геофизическая изученность...........................................................................9

1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза............................................15

1.3. Структурно-тектоническая характеристика района работ......................................22

1.4. Гидрогеология..............................................................................................................22

1.5. История геологического развития Западной Сибири и района исследования....25

1.6. Нефтегазоносность......................................................................................................30

2. ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ И ОЦЕНКА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПО ДАННЫМ ГИС.................................................................................................37

2.1. Межскважинная корреляция......................................................................................37

2.2. Расчет синтетических кривых интервального времени и плотности.....................40

2.3. Литологическое расчленение разреза, выделение коллекторов.............................51

2.4. Оценка значения критической пористости...............................................................53

2.5. Оценка пористости, глинистости и проницаемости коллекторов........................54

3. АНАЛИЗ ПОЛОЖЕНИЯ ВНК*.........................................................................................60

3.1. Оценка нефтенасыщенности коллекторов................................................................60

3.2. Определение положения водонефтяного контакта..................................................61

3.3. Обоснование положения ВНК по комплексу ГИС и данным испытаний............64

3.4. Выделение блоков с близким положением ВНК ....................................................69

4. АНАЛИЗ ПОЛОЖЕНИЯ ЗЕРКАЛА СВОБОДНОЙ ВОДЫ...........................................76

4.1. Построение зависимости .¡-функции Леверетта от водонасыщенности................76

4.2. Выделение песчаников двух типов............................................................................81

4.3. Определение положения зеркала свободной воды..................................................83

4.4. Связь литологического состава коллекторов и положения ВНК ..........................85

5. ОСОБЕННОСТИ БЛОКОВОГО СТРОЕНИЯ ИССЛЕДУЕМОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ...................................................................................................................89

5.1. Зоны вторичных преобразований.............................................................................89

5.2. Условия осадконакопления.......................................................................................92

5.3. Барьеры тектонической природы.............................................................................102

5.3.1. Структурные особенности поверхностей кровли свит юрской и меловой систем 103

5.3.2. Особенности распределения мощностей юрских отложений.......................106

5.3.3. Структурно-тектонический анализ..................................................................115

ЗАКЛЮЧЕНИЕ..........................................................................................................................127

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ...............................................................129

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ..................................................................130

ПРИЛОЖЕНИЯ.........................................................................................................................138

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность исследований. Подсчет запасов нефтяного месторождения базируется на оценке объема порового пространства коллекторов, заполненного углеводородами. Согласно [Методические рекомендации..., 2003] при подсчете геологических запасов границей раздела между зоной однофазной фильтрации (из которой в первоначальный период эксплуатации получают безводные притоки нефти) и зоной двухфазной фильтрации (из которой получают притоки воды с тем или иным количеством нефти) является контакт ВНК*; а нижней границей между зоной двухфазной фильтрации и залежью в целом - контакт ВНК. Подсчет запасов нефти рекомендуется проводить до нижней границы залежи - ВНК, поэтому обычно при исследовании месторождений изучают положение ВНК. Несмотря на это, в работе предлагается использовать ВНК* по ряду причин. Во-первых, значение водонасыщенности на уровне ВНК* может быть определено через остаточную водонасыщенность, используя капиллярные кривые, на ВНК - через остаточную нефтенасыщенность по измерениям относительной фазовой проницаемости. Как правило, второй вид исследований выполняется гораздо реже первого в силу своей дороговизны, поэтому использование ВНК* статистически более точно и обосновано. Во-вторых, для решения поставленных задач возможно применение как ВНК , так и ВНК.

Опыт изучения положения ВНК* показывает, что достаточно часто его глубина не является фиксированной величиной на площади месторождения. Существует немало примеров месторождений, характеризующихся разноуровневыми водонефтяными контактами в пределах одного продуктивного пласта. К примеру, только в Западной Сибири известны такие месторождения как Вахское, Двуреченское, Крапивинское, Лугинецкое. Определение первичного уровня ВНК* и выявление причин разного положения ВНК* является ключевой задачей при оценке углеводородного потенциала месторождения при проведении геолого-разведочных работ с целью поиска и разведки месторождений нефти и газа. Корректное определение положения ВНК позволяет более

надежно определять запасы углеводородного сырья и точнее оценивать экономический

*

эффект при разработке месторождения. Изучение и учет изменения положения ВНК и геологических факторов разноуровневого ВНК* дает возможность выбирать направление проведения разведочных работ для увеличения площади месторождения.

Изменение положения водонефтяного контакта связывают с целым рядом

*

геологических факторов. В числе первоочередных причин непостоянного ВНК , а именно,

наклонного, в литературе приводится гидродинамический фактор [Сайкин С.Ф., 1964].

*

Речь идет об образовании определенных односторонних наклонов всей плоскости ВНК

*

залежи под напором окружающих пластовых вод. Наклон ВНК под влиянием движения подземных вод возможен при гидродинамически активных режимах, характерных, например, для предгорных впадин.

*

Еще более слабые колебания отметок ВНК могут возникнуть и за счет разницы температуры и минерализованности пластовой воды на разных участках месторождения [Сайкин С.Ф., 1964].

Одной из наиболее распространенных причин колебаний отметок ВНК* является разница в капиллярных свойствах породы коллектора на различных участках пласта. На участках с меньшей проницаемостью, с меньшими поровыми капиллярами уровень подошвенных и краевых вод оказывается выше [Большаков Ю.Я., 1995; Суханова О.Н. и др., 2008].

Другими причинами значительной разницы в отметках контура нефтеносности являются чисто геологические особенности нефтеносных отложений: наличие литологических барьеров, препятствующих фильтрации флюидов; тектонические нарушения, играющие роль экранов и разделяющие месторождение на изолированные области; гидродинамическая несвязанность отдельных участков месторождения в связи с фациальной неоднородностью продуктивного пласта.

Особенно актуальна и сложна задача выявления причин разного положения водонефтяного контакта на малоамплитудных месторождениях с небольшими перепадами

уровня ВНК*. Трудности прежде всего связаны с тем, что пологая структура

*

месторождения и незначительные перепады ВНК залежей продуктивных пластов не позволяют в полной мере использовать возможности сейсмических данных в силу ограниченной разрешающей способности последних. Кроме этого, необходимо учитывать, что первичное положение ВНК может измениться вследствие разработки

месторождения и влияния заводнения в процессе эксплуатации. Указанные выше факторы

*

значительно осложняют задачу выявления причин разного положения ВНК на месторождении и требуют комплексного подхода к интерпретации геолого-геофизической информации, включающего изучение условий осадконакопления, истории тектонического развития, а также вторичных преобразований, обусловленных влиянием постседиментационных процессов.

В качестве объекта исследований было выбрано одно из месторождений, расположенное на юго-восточной окраине Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ). Выбор объекта определялся, с одной стороны, его геологическим

4

строением, соответствующим описанной задачи, а, с другой стороны, наличием данных ЗД-сейсморазведки и большим количеством пробуренных скважин. Выбранный объект типичен для Западно-Сибирского НГБ, а рассматриваемые в работе приемы исследований легко распространить на другие месторождения региона.

Основной целью работы является разработка методики выявления причин разноуровневого положения водонефтяного контакта малоамплитудных залежей на основании комплекса геолого-геофизической информации.

Определение положения водонефтяного контакта, оценка изменений его уровня и выявление причин изменения положения ВНК предполагает решение следующих основных задач:

1. анализ и обобщение имеющегося петрофизического материала, расчет пористости и насыщенности коллекторов;

2. разработка методики литологической типизации разреза;

3. анализ положения ВНК* и выделение блоков с его близким положением по данным

ГИС и испытаний продуктивных пластов;

*

4. сопоставление положения ВНК с капиллярным подъемом в породах разного литологического состава;

5. оценка положения зеркала свободной воды, выделение блоков с единым положением зеркала свободной воды;

6. определение фациальной принадлежности продуктивных пластов;

7. сопоставление результатов интерпретации сейсмических данных с положением зеркала свободной воды;

*

8. выявление основных факторов, контролирующих разный уровень ВНК .

Для решения поставленных задач использовался комплекс геолого-геофизической информации: МОГТ-ЗД сейсмические данные площадью около 165 км ; данные ГИС в 120 скважинах (ПС, ПЗ, кавернометрия; БК, ИК, БКЗ, резистивиметрия; ГК, ННК-Т; АК в 9 и ГГК-п в 3 скважинах); результаты испытаний продуктивных пластов; описания керна из 4 скважин и исследования образцов из 5 скважин месторождения (Рис. 1).

Научная новизна работы:

Разработан и обоснован способ расчета интервального времени прохождения продольной волны в породе и плотности породы по ограниченному комплексу ГИС (ГК, ПС, НК, сопротивление) на основании специальной петрофизической настройки.

Предложена и обоснована методика определения положения зеркала свободной воды по комплексу ГИС на основании построения функции Леверетта для выделенных по методам ГК и ПС литотипов пород.

Для условий малоамплитудных интенсивно разбуренных месторождений предложена методика выделения границ блоков с разным положением ВНК , основанная на определении уровня зеркала свободной воды, выделении областей предполагаемых границ блоков по зеркалу свободной воды, их локализации по сейсмическим атрибутам.

Т «

ш

309 О

.л.

3)7 О

ш о

ззо

31»

о

аг/ о

ш ^ Ш

о Куа ЯН о

320

о

ззг о

о

за а

г$4

о

гы

о

334

о

мл о

о

от 9

333 «

«I

О

3о Ку« .V Я

и» о

313

о

347

г/"'

333 »

«4 Куп № *

371 о

377

о

иг О

3)3

403

а

400

о

зав о

зв» о

ггт ч

446

о

433

4М ггоя о о

4ог

о

410

° 433Р1 О

Куп Л? 1 о

<щ>

414 О

зго

о

Уг.иишиг пГи|Ш1ЧГП*1

чЦиЛШЫ II СО И.АН-р

фвкш'ичкии чаигрна.1

г) ОПИСЯМИ«.' II ИСС.Н' 1"1иННЯ Кь-|ии

нспиташи II плоите И мспм (апн* и иисгеЮ* А нспиинжя и п И • ' III ■ жниишн II И.Ш1С И ИI " испыинпя ■ К> Н> '.И),

433

О

432

О

4)3

О

640

О

ш » *м 4зз о о о

341

¡43 О 344

о о

и»

«« О 433

««' Кус1 Л" Ч

_ »

Т

430 О

гол в

43»

г

7

Ш ц?

277 О

617

301

о

273 27»

о о

К ич .N515 230 2,

О

■я

333 473

в «0« «И 431 9 о — 310

Кус. № II ♦

313

О 4)0 о

110 О Я*

< в ««

1 м/ Л~ 410 в

® 334 <> '<?

тг

1000 2000 т

Рис. 1. Схема разбуренности месторождения, наличия промысловых и керновых данных. Защищаемые положения: 1. Расчет концентраций макрокомпонент в породе по комплексу ГИС с предварительной пегрофизической настройкой позволяют оценить значения

интервального времени прохождения продольной волны в породе и плотности породы в скважинах.

2. Выделение по комплексу ГИС двух типов коллекторов по фильтрационно-емкостным свойствам и использование соответствующих зависимостей функции Леверетта от водонасыщенности позволяют оценивать высоту подъема воды над зеркалом свободной воды и определять коэффициент нефтенасыщенности коллекторов на любой высоте от зеркала свободной воды.

3. Для обоснования блокового строения малоамплитудных интенсивно разбуренных месторождений по комплексу ГИС фиксируются положения первичного ВНК*, рассчитываются глубины зеркала свободной воды, выделяются зоны с единой глубиной зеркала, а в зоне перепада положения зеркала выделяются границы блоков по сейсмическим атрибутам, результатам анализа условий осадконакопления и наличия вторичных преобразований пород.

Практическая значимость:

На основании анализа результатов интерпретации данных ГИС и ЗД-сейсморазведки выявлены основные факторы, повлиявшие на формирование современных

9 Я

залежей (Ю1 , Ю1 ) в верхнеюрских пластах исследуемого месторождения: тектонические движения, которые привели к образованию микроблоков; заполнение ловушки с образованием палеоВНК; расформирование залежей в результате неотектонических подвижек и формирование современных залежей.

Обоснование блокового строения месторождения и уточнение контура нефтеносности в результате выполненных исследований позволили выявить перспективные области, не охваченные эксплуатационным бурением, и определить направления дальнейшего бурения.

Кроме этого, предложенная блоковая модель месторождения послужила основой для выполнения пересчета запасов углеводородов, по результатам которого прирост запасов составил 5 %.

Реализованная в работе технология оценки показаний методов АК и ГГК-п, а также способ определения положения зеркала свободной воды с учетом литологического состава пород-коллекторов и расчета нефтенасыщенности коллекторов по вертикали с помощью функции Леверетта после петрофизической настройки на условия месторождения могут использоваться при изучении месторождений Западной Сибири, близких по условиям осадконакопления.

Апробация работы и публикации. Основные положения работы докладывались на Российской конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной «Году Планеты Земля» (г. Москва, 2009 г.); международной научно-практической конференции по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов «Геомодель» (г. Геленджик, 2008 г. и 2010 г.); международных конференциях «Наука и новейшие технологии при поисках, разведке и разработке месторождений полезных ископаемых» и «Ломоносов» (г. Москва, 2006 г.); а также на семинарах кафедр геологии и геохимии горючих ископаемых, сейсмометрии и геоакустики геологического факультета Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова.

Основные положения диссертации и результаты исследований по различным направлениям работы изложены в 7 публикациях, из них 2 - в журналах, рекомендованных ВАК.

Структура и объем работы. Диссертационная работа общим объемом 137 страниц состоит из введения, пяти глав и заключения. Список использованных литературных источников включает 95 наименований.

Работа над диссертацией была начата на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых и закончена на кафедре сейсмометрии и геоакустики геологического факультета Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова под руководством кандидата технических наук, доцента Г.А. Калмыкова.

Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю доценту, кандидату технических наук Г.А. Калмыкову за внимание и поддержку при написании работы. Автор благодарен Г.Г. Топуновой и Г.В. Перовой за консультации и поддержку на всех этапах работы над диссертацией, М.И. Верещагиной, А.Е. Харитонову за неоценимую помощь и консультации при написании отдельных глав. Автор признателен В.А. Богословскому, Б.А. Никулину, A.A. Никитину, Е.Е. Карнюшиной, Е.В. Соболевой, B.C. Белохину за советы и полезные рекомендации. Автор выражает благодарность Г.Г. Кравченко за предоставленную возможность ознакомиться с его диссертационной работой. Автор искренне благодарен Н.Л. Кашиной за конструктивную критику и всестороннюю поддержку. Отдельно автор благодарит членов семьи и друзей, без постоянной поддержки которых было бы невозможно написание работы.

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ИССЛЕДУЕМОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1. Ге�