Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Особенности строения залежей нефти в зоне наложений минерализации продуктивных толщ Пуровского района Западной Сибири
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых
Автореферат диссертации по теме "Особенности строения залежей нефти в зоне наложений минерализации продуктивных толщ Пуровского района Западной Сибири"
ПОНОМАРЕВ Виктор Егорович
ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В ЗОНЕ НАЛОЖЕННОЙ МИНЕРАЛИЗАЦИИ ПРОДУКТИВНЫХ ТОЛЩ ПУРОВСКОГО РАЙОНА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Специальность 25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых
Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
Москва - 2006 г.
Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых Московского государственного университета им М.В. Ломоносова и в ОАО «НОВАТЭК»
Научный руководитель
доктор геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник Карнюшина Евгения Емельяновна
Официальные оппоненты:
доктор геолого-минералогических наук, профессор Скарятин Вадим Дмитриевич
кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник Чочия Геннадий Лотикович
Ведущая организация' Всероссийский научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт (ВНИГНИ), г. Москва
Защита диссертации состоится «14» апреля 2006 г. в 1430 часов на заседании диссертационного совета Д 501 001.40 при Московском государственном университете им. М.В Ломоносова по адресу: 119899, Москва ГСП-2, Ленинские горы, МГУ, геологический факультет, аудитория 829.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ, зона «А», 6 этаж.
Автореферат разослан «14» марта 2006 г.
И. о ученого секретаря .
диссертационного совета ' Баженова O.K.
- ¿4?ъс t
¿00 6 #
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность исследования. Полнота информации о составе и строении пластов-коллекторов и залежей в целом определяет успешность поисково-разведочного бурения, проектирование схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений и повышение дебитов скважин. Минеральный состав и структура пород-коллекторов подвергаются в недрах нефтегазоносных бассейнов различным изменениям С процессами в зоне водонефтяных контактов залежей углеводородов связано формирование зон уплотнения, существенно влияющих на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов Изучение минеральных новообразований в этих зонах дает возможность оценивать динамику образования, стабилизации и разрушения скоплений углеводородов
В неокомских нефтегазовых залежах северных районов Западной Сибири надежная отбивка гипсометрических отметок водонефтяных контактов (ВНК) часто затруднительна не только на стадии разведочных работ, но и при проведении опытно-промышленной эксплуатации. Определение их точных отметок весьма актуально как на этапе поисково-разведочных работ, так и при составлении схемы разработки залежей Выявление зоны водонефтяного контакта и общей картины строения залежи возможно при детальном изучении вещественного состава и структуры порового пространства пород-коллекторов в комплексе с традиционной нефтегеологической и геофизической оценкой продуктивной толщи.
Цель работы заключалась в выявлении особенностей строения залежей углеводородов в зоне наложенной минерализации, возникшей в результате процессов на водонефтяных контактах в неокомских продуктивных толщах Яро-Яхинского, Комсомольского и Крещенского месторождений Пуровского района Западной Сибири.
Задачи исследований: 1 Обобщение материалов по геологическому строению и нефтегазоносности района исследований
2. Изучение состава и свойств пород-коллекторов, выявление особенностей их постседиментационных преобразований
3 Характеристика преобразованных на водонефтяном контакте пластов-коллекторов по материалам геофизических исследований скважин.
4 Разработка критериев выделения водонефтяных контактов по комплексу литологических, геофизических и фильтрационно-емкостных характеристик пород.
5 Выявление строения залежей нефти в зоне наложенной минерализации
Объектом исследований являлись продуктивные пласты-коллекторы неокомского возраста Пуровского административного района севера Западной Сибири. Базовые исследования залежей были выполнены по коллекторам Яро-Яхинского месторождения, дополнительно были изучены отдельные залежи Комсомольского и Крещенского месторождений. Использованы также материалы геологических исследований Уренгойского, Самбургского, Северо-Губкинского, Ханчейского, Восточно-Таркосалинского и других месторождений ____
Фактический материал Пласты-коллекторы неокомского возраста были изучены по керну (в том числе 250 образцов пород непосредственно отобрано и исследовано автором в шлифах и на установках УПК-1 по определению фильтрационно-емкостных свойств), по результатам гидродинамических и геофизических исследований скважин (ГИС). В диссертации использованы также данные различных организаций, ведущих геологоразведочные работы на территории Пуровского района. Автором обобщены резульгаты испытания скважин по 12-ти месторождениям расположенным в пределах этого района Всего обработано более 100 скважин, 500 объектов испытания.
Коллекторы Яро-Яхинского месторождения были изучены микроскопически, определение минералов легкой и тяжелой фракций пород проводилось под бинокуляром и в иммерсии после разделения в тяжелой жидкости фракции гранулометрического анализа 0,25-0,1 мм Состав I л инистой фракции определен рентгеновским анализом, карбонатных минералов - реакцией окрашивания и термическим анализом. Определены физические свойства пород - пористость, проницаемость, объемная и минералогическая плотность Гидродинамическая оценка коллекторов проводились путем анализа результатов испытания скважин на приток.
Работа является итогом геологических исследований проведенных автором во время работы в ПГО «Пурнефтегазгеология» (1979-1987 гг). В дальнейшем автор участвовал и являлся ответственным исполнителем хоздоговорных и научных работ, выполняемых лабораторией физики нефтяного пласта Иркутского государственного университета по заказу объединений «Уренгойнефтегазгеология», «Пурнефтегазгеология», «Заполярнефтегазгеология», «Ямалнефтегазгеология», «Ени-сейнефтегазгеология», «Вое 1-Сибнефтегазгеология», «Ленанефтегаз! еология»
Научная новизна
1 Выявлены закономерности изменения свойств пород-коллек горов в зависимости от преобразования их состава под влиянием вторичной минерализации в зоне водонефтяных контактов
2. Разработан методический прием с применением данных геофизических исследований скважин для фиксирования водонефтяных контактов на первой стадии разведочных работ.
3. Разработаны рекомендации для проектирования схем разработки залежей и выбора флюида для вытеснения нефти из пласта и поддержания пластового давления с учетом зон уплотнения на водонефтяных контактах.
Практическая значимость
1 Результаты проведенных исследований позволили уточнить геологическое строение ряда залежей севера Западной Сибири, их фильтрационно-емкостную и литологическую характеристику, выяснить последовательность формирования залежей
2. Комплексное использование данных ГИС, результатов опробования скважин и изучения керна позволило более рационально намечать объекты испытания, сокращать сроки разведки залежей и оптимизировать схемы их разработки.
Апробация работы. Результаты исследований неоднократно апробированы в процессе геологических работ с участием автора в центральной части Западно-
Сибирского бассейна на Самотлорском месторождении (ОАО «Тюменская нефтяная компания») и в пределах лицензионных участков ОАО «НОВАТЭК». Основные результаты исследования доложены на научных конференциях Иркутского государственного университета (1988-1998 гг.), ВНИГРИ («ТЭК России - основа процветания страны», 2004 г») и на Восьмой международной конференции МГУ «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (2005 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 работ, в том числе 4 статьи.
Объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, изложенных на 104 страницах, иллюстрируется 30 рисунками, 6 таблицами, содержит
список опубликованной и фондовой литературы из 94 наименований.
* * *
Автор выражает особую благодарность и признательность д.г.-м.н., профессору Московского университета В В Семеновичу, под руководством которого была начата работа над диссертацией, и д.г.-м.н. Е.Е. Карнюшиной - научному руководителю на завершающей стадии исследования. Автор благодарен всему коллективу преподавателей и сотрудников геологического факультета Иркутского государственного университета и лично д.г.-м н В.П. Исаеву за консультации, советы и поддержку при написании работы
Глава I. Очерк геологического строения Пуровского района
1.1. Стратиграфия
В главе охарактеризована стратиграфия основных объектов исследования, расположенных в северной части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.
Стратиграфическое расчленение выполнено в соответствии с Унифицированной и корреляционными схемами стратиграфии, утвержденными МСК СССР 30 января 1991 г., принятыми на совещании в г. Тюмени.
В геологическом разрезе района исследований выделяются три структурных этажа- нерасчлененный протерозойско-палеозойский складчатый фундамент, триасовый (или промежуточный этаж) и мезозойско-кайнозойский осадочный чехол
Породы фундамента и промежуточного комплекса вскрыты единичными скважинами (СГ-6, скв.299 Таркосалинская). Фундамент представлен магматическими и метаморфическими породами предположительно палеозойского возраста. Промежуточный этаж представлен породами коры выветривания, частично переотложенными. Осадочный чехол, несогласно перекрывающий доюрские отложения, сложен толщей континентальных, морских и прибрежно-морских отложений юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов
ЮРСКАЯ СИСТЕМА Отложения юрского возраста несогласно залегают на породах складчатого фундамента и представлены в полном стратиграфическом объеме.
Нижний и средний отделы представлены береговой, ягельной, котухтинской и гюменской свитами; в верхнем отделе выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты. Толщина отложений юрской системы составляет 1430-1530 м.
МЕЛОВАЯ СИСТЕМА Меловая система представлена нижним и верхним отделами. В нижнемеловых отложениях выделяются сортымская, тангаловская и нижняя часть покурской свиты (аптский и альбский ярусы) которые вскрыты всеми скважинами, пробуренными на основном объекте исследований - Яро-Яхипском месторождении.
Верхний отдел представлен верхней частью покурской свиты (сеноманский ярус), кузнецовской, березовской и ганькинской свитами Толщина отложений меловой системы составляет 2600-2970 м
ПАЛЕОГЕНОВАЯ СИСТЕМА представлена талицкой, тавдинской и атлымской свитами. Толщина отложений палеогеновой системы составляет 468-612 м
ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА. Осадочные образования четвертичной системы толщиной до 50 м залегают на размытой поверхности отложений различных отделов палеогена.
1.2. Элементы тектонического строения
В работе принята за основу тектоническая карта мезозойско-кайнозойского ортогшатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы под редакцией B.C. Боч-карева (1990), которая детально характеризует район исследования. Согласно этой карте, район исследования расположен в пределах Надым-Тазовской синеклизы, на восточном склоне Нижне-Пурского мегапрогиба в пределах северной части Хадырьяхинской моноклинали.
Соотношение структурного плана фундамента и осадочного чехла в пределах Яро-Яхинского локального поднятия охарактеризовано по сейсмическим отражающим горизонтам (о г) и пластам. Размеры поднятия по о г «А», приуроченному к кровле фундамента, составляют 8x12 км, но о г «Т|» в кровле тюменской свиты - 10x15 км. По замкнутой изогипсе о г «Б», приуроченном к кровле баженовской свиты, размер структуры достигает 12x20 км. Размеры структуры по замкнутой изогипсе кровли пласта БТ 5.7, расположенной на 600 м выше о г «Б», составляют 18x23 км. По о г «Г», приуроченному к кровле пласта ПК] , сеноманских отложениях локальное поднятие выражено структурным носом. Снизу вверх прослеживается явная тенденция к вы-полаживанию структуры, ее амплитуда постепенно уменьшается от 90 м по о г «А» до 75 м по о г «Б» и до 65 м - по пласту БТ5
1.3. Гидрогеология
В осадочном чехле района исследований выделяются два гидрогеологических этажа - мезозойский и кайнозойский Региональным водоупором между ними служат отложения турон-маастрихтского возраста
Мезозойский гидрогеологический этаж обладает затрудненным водообменном, к нему приурочены все выявленные залежи нефти и газа юрского и мелового возраста Общая толщина эшго гидрогеологического этажа составляет 3600 м. Пластовые воды различного типа с общей минерализацией от 4 до 22 г/л. В работе подробно описаны региональные гидрогеологические проницаемые комплексы: нижне-среднеюрский, верхнеюрский (келловей-кимериджский), верхнеберриас-нижневапанжинский,
верхневаланжинский, нижнеготеривский, верхнеготерив-барремский, аптский, верхнеальб-сеноманский В главе 3.1. детально охарактеризован валанжин-барремский комплекс Яро-Яхинского месторождения, включающий продуктивные пласты БТз-БТю-
Кайнозойский гидрогеологический этаж представлен песчано-глинистыми отложениями олигоцен-четвертичного возраста. Толщина этажа составляет 190-270 м. Воды преимущественно гидрокарбонатные магниево-натриевые, реже хлоридно-натриевые. Минерализация 0,05 - 0,4 г/л.
1.4. Нефтегазоиосносные комплексы
Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн занимает центральную и северную части одноименной плиты - единой региональной депрессии, на территории которой выделяют 2 суббассейна: нефтегазоносный и 1 азонефтеносный (Рудкевич М.Я, Озеранская Л.С , Чистякова Н.С. и др., 1988). Объекты исследования расположены в Надым-Тазовской нефтегазоносной области газонефтеносного суббассейна.
Надым-Тазовская нефтегазоносная область приурочена к одноименной глубокой синеклиэе и включает Надымский, Пурский, Тазовский и Таз-Енисейский нефтегазоносные районы. Яро-Яхинское месторождение находится на треугольном стыке грех первых районов и территориально относится к Тазовскому нефтегазоносному району, поэтому продуктивные пласты индексируются как БТ и АТ Комсомольское и Крещенское месторождения расположены в Пуровском нефтегазоносном районе и имеют индексацию продуктивных пластов БП.
Нефгегазоносныс районы контролируются впадинами с расчлененными днищами, крутыми бортами, осложненными внутренними валообразными и куполовидными поднятиями. Районы отличаются друг от друга возрастными интервалами основной продуктивности. В Надымском районе основная продуктивность связана с нижпе-готеривскими и сеноманскими отложениями, в Пурском - с верхневаланжин-нижнеготеривскими, в Тазовском - с валанжинскими и сеноманскими, в Таз-Енисейском - с поздневолжско-раннеберриасскими и сеноманскими Нижнемеловые отложения содержат нефтегазоконденсатные и газокопденсатныс залежи, в толще сеномана находятся залежи сухого углеводородного газа. В нижнемеловых комплексах наряду со скоплениями пластово-антикяинального типа распространены аншклинально-литологические, литологически экранированные и литологически ограниченные залежи В Таз-Енисейском и Тазовском районах установлены зоны ловушек стратиграфического экранирования, образованные субрегиональными предваланжинским, предготеривским и предаптским перерывами в осадконакоплении.
В работе рассмотрены нефтегазоносные области, соседствующие с Надым-Тазовской ИГО: Южно-Ямальская, Ямало-Гыданская, Мансийская, Среднеобская, Усть-Енисейская и Часелъская.
Региональные нефтегазоносные комплексы, выделяющиеся в пределах рассмотренных нефтегазоносных областей следующие: нижне-средпеюрский, верхнеюрский (келловей-кимериджский), верхнеберриас-нижнсваланжинский, верхневаланжинский, нижнеготеривский, верхнеготерив-барремский, ашский и верхнеальб-
сеноманский Покрышками залежей углеводородов служат глинистые пачки и толщи келловейского, поздневаланжинского, поздневолжско-раннеберриасского, поздне-валанжинского, раннеготеривского, раннеаптского, ранне-среднеальбского и туронского возраста В работе дается характеристика всех вышеперечисленных комплексов, как в районе исследований, так и в пределах соседних территорий.
Глава II. Современные представления об изменении пород-коллекторов в зоне водонефтяных контактов
Водонефтяной контакт - особая часть нефтяной залежи. Ее специфичность заключается в том, чю здесь находятся в контакте две гомогенные и взаимно фобные субстанции - углеводородный раствор и раствор неорганических солей (пластовая вода). Жидкая фаза заключена в пустотном пространстве пород и взаимодействует с ее минеральными компонентами. Характер взаимодействия обусловлен составом флюидов, пород и термобарическими условиями недр.
Оценке изменения пород-коллекторов под влиянием наложенных процессов посвящены работы многих отечес i венных и зарубежных ученых. Большой вклад в разрешение этой проблемы внесли исследовании по Вое i очной Сибири (Виноградов Л.Д., Самсонов В.В., Самсонов Б.В., Королева Р.В., Дмитриевский Л.И., Томилова Н Н); по Западной Камчатке (Картошина Е.Е); по Западно-Кубанскому прогибу (Петрова Р.Н.); по Западной Сибири (Перозио Г.Н., Сахибгареев P.C., Дашкова Л.Н, Журавлева Л.В., Мотовилов П.И., Лебедев Б.А., Зарипов О.Г., Прозорович Г.Э., Ильясова E.H., Ушатинский И.Н., Черников О.А Щепеткин Ю.В., Рыльков A.B., Розен A.A., Сердюк З.Я); по Тимано-Печорскому бассейну (Файер М.М., Малышева Е.О ); по Предкарпатью (Рипун М.Б, Сиван Т.П); по Сахалину (Юркова P.M.); по ЮжноКаспийскому бассейну (Асланикашвили H.A.)
В результате этих исследований показано, что в осадочных толщах нефтегазоносных бассейнов на фоне постепенных стадиальных катагенетических преобразований отложений отмечаются локальные аномалии изменения их физических свойств и минерального состава (Карнюшина Е.Е., Файер М.М., Чочия I'Jl., 1989) Основная причина возникновения этих аномалий связана с появлением неравновесных относительно к поровым растворам флюидов. Химические реакции, проходящие при этом, приводят к образованию минеральных ассоциаций, несвойственных отложениям той зоны катагенеза, в которой находится толща осадочных пород, взаимодействующих с агрессивными по отношению к ней растворами. Эти растворы могут поступать из фундамента и нижележащих горизонтов осадочного бассейна или образовываться за счет инфильтрации. Растворы могут стать неравновесными в результате воздействия миграционных продуктов изменения как рассеянного, так и концентрированного органического вещества в нефтегазоносных бассейнах. Зона водонефтяного контакта является в таком случае выражением проявления различных геохимических процессов. В целом же вся внешняя поверхность углеводородной системы может рассматриваться как геохимическая аномалия во вмещающих осадочных породах.
Процессы наложенного эпигенеза идут с растворением и выносом вещества, которое может осаждаться за пределами участка выщелачивания Наблюдаются также процессы перераспределения растворенного вещества без его выноса, что приводит к значительным изменениям структуры и физических свойств отложений. В зонах ВНК активную роль при минералообразовании играют микроорганизмы, жизнедеятельность которых возрастает с увеличением скорости водообмена (Мотовилов П.И., 1986). Все эти процессы в зоне водонефтяных контактов изменяют минеральный состав, структуру порового пространства и физические свойства пород-коллекторов на водонефтяном контакте Так существенно изменяется их плотность, пористость, проницаемость, извилистость пор и тд Это в итоге приводит к образованию зон уплотнений на ВНК, которые являются экраном для движения флюидов по пласту, что необходимо учитывать ири гидродинамических исследованиях и эксплуатации залежей нефти и газа с нефтяными оторочками. Наличие таких зон автором зафиксировано в нефтяных и газоконденсатно-нефтяных залежах на Яро-Яхинском, Комсомольском, Ханчейском, Южно-Тарасовском, Крещенском, Восточно-Таркосалинском и других месторождениях (Пономарев В Е 2004).
Образование нефтегазовых залежей вызывает в осадочных толщах изменение установившихся в них физико-химических условий Активными агентами наложенных процессов, происходящих при этих изменениях, являются подземные воды и продукты окисления органических материалов, взаимодействующие с осадочными породами. При этом на фоне стадиальных катагенетических преобразований возникают различные минералогические аномалии в контуре залежей углеводородов. Основные новообразования наложенных процессов представлены глинистыми минералами, кварцем, карбонатами, сульфатами, цеолитами. Нередко они формируют зоны метасоматических замещений, изменяя не только состав, но и структуру исходных пород, вызывая инверсии коллекторов в неколлектор.
Глава III. Неокомскис залежи Яро-Яхинского нефгегазокопдепсатного месторождения
В работе дается подробное описание Яро-Яхинского нефтегазоконденсатного месторождения, которое находится в 30 км к северо-востоку от пос. Уренгой. Яро-Яхинское локальное поднятие расположено к Хадырьяхинской моноклинали, осложняющей восточный склон Нижне-Пурского мегапрогиба На месторождении пробурено 44 поисковых и разведочных скважины Нефтегазоконденсатные залежи Яро-Яхинского месторождения приурочены к пластам бт3.4 и бт5.7, БТ9 и БТю (по ОАО «СибНЛЦ», подсчет запасов УВ, 1995 г, несколько иная индексация продуктивных пластов (рис 1).
Рис. 1. Геологический разрез нижнемеловой продуктивной толщи Яро-Яхинского
месторождения
Продуктивными коллекторами являются песчаники, которые формировались в условиях прибрежного мелководья. Их толщина убывает с востока на запад от 20-30 м до 2-5 метров. В западной части месторождения песчаники пластов БТ, и БТю полностью выклиниваются
Ш.1 Характеристика продуктивных пластов и пород-коллекюров
ЗАЛЕЖИ ПЛАСТОВ ГРУППЫ БТ
Залежи пластов группы БТ газокондснсатные с нефтяными оторочками. Нефти являются метаново-нафтеновыми легкими, маловязкими, высокопарафипистыми, малосернистыми.
Залежь пласта БТ3.4 пластовая, сводовая, имеет внутренний контур газо- и и нефтеносности. Размеры залежи 14x20 км. Пластовое давление составляет 308 атм Высота газоконденсатной части 50 м. Газонефтяной контакт отбивается на абсолютной отметке -3083 м. Дебиты газа от 60 до 142 тыс.м3/сут, конденсата ог - 1,7 до 41 т/сут.
Высота нефтяной оторочки 4 м. Водонефтяной контакт находится на абсолютной отметке -3087 м. Дебиты нефти изменяются от 6 до 17,2 т/сут (скв 52).
Залежь пласта БТ;_7 пластовая, сводовая, имеет внутренний контур нефтеносности Размеры залежи 18x23 км Высота газоконденсатной части 37 м. ГНК отбивается на абсолютной отметке -3127 м Пластовое давление составляет 312-319 атм. Дебиты газа от 17,6 до 184 тыс мЗ/сут. (скв. 12), конденсата - от 3,0 до 55,8 т/сут. (скв. 12).
Нефтяная оторочка подразделяется по высоте на две части. Верхняя из них находится в пределах абсолютных отметок -3127 и -3147 м имеет чисто нефтяное насыщение. Высота верхней части нефтяной оторочки 20 м Дебиты нефти от 5 до 88 т/сут (скв. 32) Нижняя часть находится в пределах абсолютных отметок -3147 и -3155 м Ее насыщение водонефтяное Высота нижней части нефтяной оторочки 8 м. Водонефтяной контакт фиксируется на асбсолютной отметке -3155 м. Дебиты нефти от 0,1 до 15,8 т/сут (скв. 49). Дебиты воды от 1,6 до 9,8 т/сут. Обводненность притока в этой части залежи составляет в среднем 50 %
Залежь пласта БТ9 пластовая, сводовая, водоплавающая. Размеры залежи 13x19 км Толщина песчаников в восточной части составляет 60 м и уменьшается в западном направлении В районе скв 42 пласт полностью глинизируется
Пластовое давление составляет 327 атм Высота газоконденсатной части 36 м Газонефтяной контакт отбивается на абсолютной отметке -3248 м. Дебиты газа от 22 до 267 тыс.м3/сут., конденсага - от 4,8 до 65 т/сут. Высота нефтяной оторочки 6 м. Водонефтяной контакт находится на абсолютной отметке -3254 м. Дебиты нефти изменяются от 1,0 до 12 т/сут
Залежь пласта БТщ пластовая, сводовая, литологически ограниченная Размеры залежи 5-7 х 20 км. Толщина песчаников максимальная 14 м в скважине 21. В песчаных фациях пласт развит в центральной части купола и прослеживается в направлении с юга на север На крыльях структуры пласт глинизируется.
Насыщение залежи газоконденсатное. Пластовое составляет 335 аш. Высота газоконденсатной части 40 м. Дебиты газа от 80 до 150 тыс.мЗ/сут„ конденсата 12-31 т/сут ГНК отбивается на абсолютной отметке -3351 м СОСТАВ И СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД
Валанжин-барремский гидрогеологический комплекс на Яро-Яхинском месторождении имеет суммарную толщину 950-1300м, его эффективная толщина составляет 720-750 м. Коллекторские свойства отложений комплекса были определены для пластов БТз-БТю. Открытая пористость коллекторов пластов БТз-БТю по воде 1020%, проницаемость изменяется от 0,01 до 300 мД.
Водообильность пластов из-за сложности строения разреза значительно варьирует не только по вертикали (от пласта к пласту), но и по горизонтали (от скважины к скважине). Средние дебиты воды составляют десятки м3/сут (скв. 10, 11, 17, 31, 40). Притоки дебитами сотни м3/сут (скв.14, 16, 39, 55) чаще всего встречаются при испытании пластов БТз и бт9, что объясняется их более высокими фильтрационно-смкосгными свойствами.
Состав пластовых вод изменяется с глубиной Воды верхних пластов (БТ| 2) хлор-кальциевые, пластов бт9-БТ10 - гидрокарбонатно-натриевые. Воды, насыщающие пласты бт3.4 и бт5.7, являются переходными между названными типами Это приводит к тому, что в указанных пластах встречаются воды различного состава, но преобладают хлор-кальциевые. В пластовых водах содержатся в различных количествах (от 1 до 45) следующие микрокомпоненты: бор, иод, бром, фтор, аммоний, нафтеновые кислоты, кремниевая кислота и др Пластовые температуры от 75 до 93 °С
СОСТАВ И СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
Среди пород-коллекторов преобладают песчаники серые, светло-серые, мелко- и средпезернистые с размерами обломочного материала 0,15-0,3 мм, средней крепости Текстура пород горизонтальная либо пологая косослоистая обусловлена мелкими пропластками песчаников алевритистых или глинистых, обогащенных слюдами Наблюдаются также прослои с более светлой окраской, содержащие карбонатный цемент. Его количество определяет крепость песчаников Светлые песчаники с большим содержанием карбонатного цемента, как правило, очень крепкие Характерно содержание обугленного растительного детрита
Общее количество обломков зерен минералов и обломков пород в песчаниках продуктивных горизонтов составляет 70 - 95%, доля цемента 5 - 30%. В минеральном составе преобладают кварц и плагиоклазы, в меньшем количестве находятся калиевые полевые шпаты (ортоклаз, в меньшей степени микроклин) По соотношению кварца, полевых шпатов и обломков пород песчаники относятся к кварцевым аркозам и реже к мезомиктовым образованиям.
Обломочные зерна
Кварц является одним из главных породообразующих минералов пород-коллекторов Яро-Яхинского и других месторождений Пуровского района Содержание кварца составляет 30-70 %, размеры зерен изменяются от 0,1 до 0,5-0,6 мм. Их первоначальная форма окатанная и полуокатанная, округлая изометрическая В итоге вторичных изменений зерна корродированы либо регенерированы, осложнены конформными контактами.
Полевые шпаты представлены плагиоклазами и калиевыми полевыми шпатами. Содержание полевых шпатов 25-40 %, редко до 50-55% Они также как и кварц являются главными породообразующими минералами Форма зерен таблитчатая, призматическая, полуокатанная Содержание плагиоклазов уменьшается, а калиевых полевых шпатов увеличивается в нижней части нефтяной зоны и на ВНК (рис 2). Характерной особенностью плагиоклазов является их интенсивная пелитизация и корродированность, максимальное проявление которых связано с уровнем повышенного содержания остаточных битумов Постоянным является развитие по плагиоклазам переменного количества серицита, в меньшей степени агрегатов минералов группы эпидота, наблюдается замещение отдельных зерен ломонтитом Слюды являются второстепенными породообразующими минералами и содержатся в количестве 5 10%. Постоянно присутствует биотит, он хлоритизирован, иногда по нему развиваются лейкоксен, рутил, пирит и сидерит.
Рис.2 Содержание породообразующих компонентов в песчаных коллекторах пласта бт5-7 скв №31 Яро-Яхинского месторождения.
Другие минералы. В составе тяжелой фракции выявлено 24 минерала-эпидот, цоизит, клиноцоизи1, апатит, гранат, сфен, лейкоксен, ставролит, анатаз, брукит, турмалин, халцедон, магнетит и др. Распределение их носит сложный характер. Присутствие аутигенных лейкоксена и рутила связано с биотитом. Увеличение доли этих минералов, особенно рутила, отмечается на границе газовой зоны и ГНК, нефтяной зоны и ВНК. Максимум их весового содержания приходится на газонефтяной контакт, общей тенденцией является уменьшение содержаний от газовой зоны залежи к водонефтяпому контакту (рис. 3).
пласта бт5.7 скв. №31 Яро-Яхинского месторождения
Сфен и минералы группы эпидота также в основном связаны с биотитом, но эпидот более чувствителен к процессам растворения плагиоклазов Усиление коррозии плагиоклазов и увеличение количества гипса и ломонтита приводят к снижению содержаний минералов группы эпидота. Минимальное содержание сфена имеет место на границе газовой зоны и ГНК, в нижней части нефтяной зоны и ВНК
Пирит. Наиболее показательным является поведение пирита Его содержание увеличивается по мере приближения к современному ВНК, а максимальное содержание наблюдается в переходной зоне и зоне современного водонефтяного контакта Вариации количества пирита и его постоянная ассоциация с остаточными битумами позволяют присоединиться к мнению Сахибгареева РС. (1989) о том, что «. образование пирита является одним из характерных признаков зон стабилизации древних и современных ВНК» Показательно, что этим же участкам в общем отвечает повышенное содержание регенерационного кварцевого цемента
Обломки пород представлены эффузивами, кристаллическими сланцами, микропегматитами, гранитоидами, кварцитами. Форма обломков окатанная, реже каплевидная и уплощенная Содержание обломков пород в песчаниках составляет 2-3% от общего объема (рис 2).
Структура обломочных компонентов. Форма зерен и характер кон гакюв между ними изменяются в вертикальном разрезе залежи. Явления коррозии нарастают к основанию залежи, наиболее редко проявляются на современном водонефгяном контакте и приводят к формированию отдельных, резко удлиненных, почти листовидных зерен кварца Регенерации подвергаются преимущественно кварц и очень редко полевые шпаты. Количество новообразованною кварца увеличивается на древних и современном ВНК. Характер контактов между зернами конформный, конформно-регенерационный, инкорпорационный, в отдельных участках - сутуровидный.
Цемен I
Количество цемента в песчаниках и алевролитах составляет 5 - 30 % и зависит от места отбора образца по отношению к той или иной части залежи ( рис. 2).
Базалышй кальцитовый цемент является наиболее ранним - диагенетическим, имеет иойкилиювое и кристаллически-зернистое строение, составляет половину от общего количества цементирующего вещества. По разрезу скважин встречаются иропластки песчаников с таким цементом до 50 см толщиной, которые коррелируются по площади месторождения практически параллельно кровле-подошве пласта.
Поровый кальцитовый цемент в коллекторах, расположенных в зоне современного ВНК, достигает 30% от общего количества цемента. Как правило, он ассоциирует с другими типами цементов и является катагенетичсским.
Пленочный и порово-пленочный глинистый цемент является более поздним по сравнению с базальным (карбонатным цементом). Содержание его достигает половины от общего количества цемента В хорошо отсортированных песчаниках он представлен хлорит-смектитом и гидрослюдой.
Регенерационный кварцевый цемент сильно варьирует по количеству в вертикальном сечении нласюв. Наибольшее его содержание (до 10 % ог общего
количества цемента) отмечается на современных ВНК. Появление его в разрезе коррслируется с участками развития остагочных битумов и отчетливо - с присутствием глинистого цемента Уменьшение содержания регенерированного кварца отмечается в шлифах при появлении гипсового цемента
Пойкилитовый гипсовый и поровый ломонтитовый цементы наиболее часто отмечаются в нефтяной части залежи и на водонефтяном контакте Появление и присутствие в песчаниках гипса и/или ломонтита могут быть объяснены кальциевым метасоматозом плагиоклазов, которые сильно изменены и корродированы
Битум содержится в количестве до 2 % от площади шлифа и его количество зависит от того, в какой части пласта отобран образец породы (Рис 3) Битумы образуют неправильные и прожилковые сгустки, межзерновые скопления, иногда пленки вокру! обломочных зерен, пропитывают отдельные участки глинистого цемента и чешуйки биотита.
111.2 Влияние зон уплотнения на коллекторские свойства продуктивных пород
В диссертационной работе подробно рассмотрено влияние зон наложенной минерализации на коллекторские свойства продуктивных пород на примере залежей продуктивных пластов Яро-Яхинского месторождения. Наиболее наглядно это показано на продуктивных породах песчаников кварцево-аркозового и реже полевошпат-кварцевого состава пласта бт5.7. Первичным цементом песчаников является в основном глинистое вещество, карбонаты присутствуют в небольшом количестве В процессе прогрессивного перемещения водонефтяного контакта карбонаты цемента непрерывно растворялись в верхних частях пласта и затем осаждались в зоне ВНК, в том числе и в пределах ее современного положения. В работе рассмотрена последовательность формирования залежи пласта бт5.7 (образование газовой части с нефтяной оторочкой, образование зоны уплотнения на ВНК, образование переходной, водо-нефтенасыщенной части) и современное ее состояние (рис 4). Учитывая присутствие остаточных битумов по всему разрезу коллектора, в том числе в газовой части, автор считает, что первоначальное насыщение залежи было нефтяным Во всяком случае, залежь с начала своего существования имела нефтяную оторочку Образование чисто газовой зоны, вероятнее всего, происходило путем вытеснения нефти газообразными углеводородами. Это приводило к смещению нефтяной зоны и водонефтяного контакта к подошве пласта. Заполнение ловушки пласта бт5.7 до абсолютной отметки -3147 м происходило непрерывно-поступательно На это указывает коррозия минералов от кровли пластов до современных ВНК. Образование залежи произошло в небольшой промежуток времени.
Положение древних и современного водонефтяного контакта отчетливо фиксируется максимумами присутствия остаточных битумов, регенерационного кварцевого цемента и пирита. Наибольшее их содержание фиксируется на современном ВНК. Это говорит о непродолжительности (по времени) нахождения древнего водонефтяного контакта в стабильном состоянии.
Характер минеральных постседиментационных изменений определялся в первую
Рис 4 Современное строение залежи пласта БТ5 ^ Яро-Яхинского месторождения (В.Е Пономарев, 2004г)
очередь появлением в песчаниках углеводородов и продуктов их взаимодействия с пласювыми водами. Новообразованные химические соединения приводят к усилению коррозии плагиоклазов и формированию за их счет гипса и ломонтита На древних и современном ВНК при окислении нефти растет содержание остаточных битумов и пирита, усиливается коррозия обломочного кварца
Зоны уплотнения на ВНК являются хорошими экранами, препятствующими вертикальному движению пластовых вод и образованию, традиционной в таких случаях, воронки депрессии при испытании, освоении и пробной эксплуатации скважин (табл. 1) Так, например, в скважине Р-43 при испытании интервала 3291-3295 м (пласт БТ$) получен фонтан газоконденсатной смеси с нефтью без признаков
пластовой воды при депрессии (на штуцере 0 22,1 мм) 13,06 МПа1 Толщина плотного пропластка на ВНК составляет всего 0,4 м В скв Р-44 при испытании интервала 33053308 м (пласт БТ9) получен фонтан безводной нефти при депрессии на пласт 28,07 МПа! Толщина плотного пропластка 2,0 м. В скважине Р-54 при испытании интервала 3174-3182 м (пласт бт5-7) получен безводный приток нефти при депрессии 7,2 МПа1
Табл 1
Результаты испытания скважин Яро-Яхинского месторождения
№№ СКВ Пласт Интервал испытания, м Результат испытания Толщина плотного пропластка, м Депрессия, МПа
43 бт9 3291-3295 Газоконденсат 0,4 13,7
44 бт9 3305-3308 Нефть 2,0 28,7
54 бт5.7 3174-3182 Нефть 1,5 7,2
В рабо!е дается описание процесса, при котором, в случае поступления в залежь с плотной зоной уплотнения на водонефтяном контакте новой порции углеводородов
может образоваться залежь со сложным, «двухэтажным» строением Такое строение имеет нефтяная часть залежи пласта БТ 5-7' выше отметки -3147 м нефтяное насыщение, а ниже -3147 м и до отметки -3155 м ¡алежь с большим содержанием остаточной воды Переходная зона залежи пластов бт5.7 связана, по-видимому, с тем, что после стабилизации ловушки и образования ВНК, в ловушку поступила новая порция углеводородов Произошло это, вероятно, из за перестройки структурного плана залежи, находящейся гипсометрически ниже и западнее Яро-Яхинского месторождения, в результате неотектонических движений. Так как строение ловушки позволило сконцентрировать дополнительную порцию углеводородов, они задержались в ловушке пластов БТ5 7, образовав переходную зону По ГИС - это интервалы, по которым геофизиками выдаются следующие заключения «водонефтянос насыщение», «переходная зона», «возможно продукт», «характер насыщения неясен» и т.д. По результатам испытания из этой части залежи получены притоки нефти с водой По геологическим построениям и изучению вещественного состава нижняя граница переходной зоны не имеет явно выраженных плотных пропластков, аналогично другим залежам этого месторождения. Аналогичное двухэтажное строение имеют залежи нефти и газоконденсата на Крещенском месторождении
Такое строение залежей является редким В своем большинстве газоконденсагные залежи имеют простое строение нефтяной части и стабильное положение водонефтяного контакта Так в залежах бт3.4 и БТ9 простое строение объясняется, видимо, следующим:
а) миграция углеводородов в ловушки Хадырьяхинской моноклинали, учитывая тектоническое строение территории, может происходить только со стороны Пурского желоба, т.е с запада на восток Залежь же пласта БТ? литологически экранирована на западе (рис. 1);
б) в обеих ловушках коэффициент заполнения равен 1,0 («под замок»), поэтому УВ, поступавшие в эти ловушки после их заполнения, мигрировали на восток, по восстанию пластов, не проявляя какого-либо влияния на залежи. Необходимое условие при этом, во время формирования зон уплотнения, в том, чтобы углеводороды были в жидкой фазе.
На водонефтяных контактах, в результате отложения в поровом пространстве вторичного кальцита за счет растворения его в верхней части пласта и аккумуляции в зоне ВНК в период стабилизации залежи (до 30 % от общего количества цемента), образования регенерационного кварцевою цемента (до 10 % 01 общего количества), пирита и окисленных битумов формируются зоны уплотнения пород-коллекторов. Коллекторы в этих зонах уплотнения имеют плотность на 0,2-0,3 г/см3 выше, чем находящиеся в непосредственной близости (1-2 м) породы Происходит это в результате вторичных изменений пород-коллекторов за счет частичного или полного заполнения порового пространства, в зоне водонефтяного контакта залежи, вторичным цементом плотностью 2,2-2,4 г/см3, заполненного ранее пластовыми флюидами (углеводородами плотностью около 0,8 г/см3 и/или пластовой водой плотностью около 1 г/см3).
Учитывая вышеописанное, автор считает, что на начальной стадии освоения продуктивную часть залежей такого типа необходимо рассматривать как гидродинамически замкнутую систему и учитывать это при составлении схем, выбора флюида для поддержания пластового давления и методики их разработки
Выводы и рекомендации по разработке залежей Яро-Яхинского месторождения-1. При эксплуатации залежей БТ9 и бт3.4, следует отказаться от поддержания пластового давления с помощью закачки воды, так как плотные проппастки на ВНК в этих залежах, являются экраном, затрудняющим гидродинамическую связь порового пространства по вертикали. В связи с тем, что пластовые воды, при соответствующем вскрытии продуктивной части, не будут проникать в нее, рекомендуется использовать сайклинг-процссс или закачивать в пласт химические растворы, способствующие более полному вытеснению жидких углеводородов Целесообразность использования сайклинг-процесса обоснована еще и тем, что после отработок нефтяных оторочек его можно продолжать использовать для более полного извлечения конденсата из газоконденсатной зоны залежи.
2 Переходную зону залежи пластов бт5.7 можно разрабатывать с применением метода вытеснения нефти водой (при этом вполне обосновано, что коэффициент извлечения нефти будет невысоким) Выше абсолютных отметок -3147 м (в зоне чисто нефтяного насыщения) работы рекомендуется проводить аналогично залежам пластов БТ9 и бт3.4.
IV. Геофизическая характеристика зои уплотнений на водонефтяных контактах
В диссертационной работе подробно проанализированы и обобщены материалы ГИС по Яро-Яхинскому, Комсомольскому, Ханчейскому, Северо-Губкинскому, Крещенскому, Восточно-Таркосалинскому и другим месторождениям. Отмечено, что вся зона ВНК должна изучаться по ГИС в масштабе записи не менее чем 1:200 т.к. пропластки уплотнений на современных ВНК имеют незначительную толщину, составляющую от 0,2 до 1,0 и в очень редких случаях до 2,0 м. Что же касается древних водонефтяных контактов, то по материалам ГИС они фиксируются лишь ориентировочно и дальнейшие их исследования необходимо проводить по керновому материалу и шлифам.
Зоны уплотнения на диаграммах кажущихся сопротивлений (КС) имеют высокие показания, которые достигают 60-150 и даже 200-250 омм и резко отличаются от нефтенасыщенной и водонасыщенной частей залежи. Это обусловлено как разным флюидонасыщением порового пространства, так и литологическими особенностями коллекторов (табл.2) Высокие показания КС зависят от структуры порового пространства, повышенного содержания вторичного карбонатного либо регенерационно! о кварцевого цемента, а также от количества окисленных битумов. По методам боковою каротажного зондирования (БКЗ) и микробоковому каротажу (МБК) зоны уплотнения па ВНК отбиваются очень уверенно тк они контрастно выделяются на фоне проницаемых вышележащих интервалов, насыщенных нефтью, и нижележащих, насыщенных минерализованными пластовыми водами. На диаграммах
БКЗ и МБК это зоны с высокими показаниями электрических удельных сопротивлений, не дающих приращений Др по микрозондам
Табл. 2
Параметры ГИС и физические свойства песчаников в различных частях залежей Яро-Яхинского месторождения (Пономарев В.Е., 2004г)
Зола залежи Параметры по методам ГИС Физические свойства
ПС, мв КС, омм ИК, омм гк, мкр/ ч нкт, уд.ел. Каверномер Открытая пористость, % Проницаемость , мд
Газо-насыщеная 50-75 20-50 30-60 2-4 1-2 Корка 2-4 мм 13-18 15-300
Неф| е-иасыщенная 50-75 15-30 20-35 2-4 2-4 Корка 2-4 мм 13-16 15-250
ВНК 10-15 60-150 60-180 1-2 6-15 Номинал 0-5 0-2
Переходная нефть-вода 50-70 10-20 12-25 2-4 2-3 Корка 2-4 мм 12-15 12-150
насышнтяч $50-75 щ 1»« .4.4.; Ж« ¡¡ри®5 Корка ■ ■ < 2-4 мм !<}< V7*
Метод самопроизвольной поляризации (ПС) наименее эффективен тк зоны уплотнения характеризуются малой глинистостью, малой толщиной, плохой проницаемостью и запись проводится в маломинерализованном глинистом растворе. По вышеперечисленным причинам этот метод не даег контрастных кривых, показания ПС в этой зоне выглядят практически также, как если бы они были записаны в однородном песчаном малоглинистом пласте-коллекторе. В редких случаях, когда толщина зон уплотнения более 1 м, амплитуда кривой ПС уменьшается и практически равна записи в интервалах непроницаемых пород, обычно же амплитуда ПС в зоне уплотнения на водонефтяном контакте составляет 10-15 мв.
Метод индукционного каротажа (ИК), также как и КС, дает очень хорошие результаты при отбивке зон уплотнений на ВНК, т.к между высокими значениями удельных сопротивлений нефтенасьпценной и водонасыщенной частей залежи на диаграммах ИК контрастно выделяется пик с очень высокими значениями электрических удельных сопротивлений соответствующими зонам уплотнения на ВНК (от 60 до 125-200 омм).
Из радиоактивных методов наиболее представительным является метод нейтронного гамма каротажа (НТК) Метод нейтронного каротажа тепловыми нейтронами (НКТ-50), аналогично ИК и КС, одновременно реагирует на характер насыщения и структурно-вещественные особенности коллекторов
По гамма каротажу (ГК) зона уплотнения на ВНК урегистрируется как интервал песчаников с небольшим содержанием глинистого материала. Показания ГК, как правило, не превышают I -2 мкр/ч, что объясняется замещением или незначительным
содержанием в зонах уплотнения глинистого материала - основного источника радиоактивности.
По кавернометрии, профилеметрии и микрокавернометрии зоны уплотнения характеризуются диаметром ствола скважины равным диаметру долота (номиналу).
Для получения полных данных о залежи и ее водонефтяном контакте используются отдельные методы ГИС, рекомендованные выше (КС, БКЗ, МБК, ИК, НГК, НКТ), но наиболее информативна комплексная интерпретация этих методов.
Геофизические методы в силу своей наглядности, возможности получения информации в полевых условиях, непосредственно на объекте работ, позволяют уже на стадии разведочных работ оперативно выбирать интервалы испытания скважин, как в открытом стволе, так и в колонне для получения безводных притоков УВ с целью определения наиболее представительных данных по насыщению залежей
Роль ГИС чрезвычайно важна для изучения зон водонефтяного контакта на различных этапах изучения залежи - от определения положения водонефтяного контакта экспресс-методами до эксплуатации залежи. Именно по ГИС намечаются интервалы для более подробного изучения кернового материала, как для определения фильтрационно-емкостных свойств (пористости, проницаемости) так и для изучения фракционного и минерального состава в шлифах
Глава V. Диагностические признаки зон наложенной минерализации
Автором разработан экспресс-метод для обнаружения зон уплотнения в залежах неокомского возраста на начальной стадии разведочного бурения.
Он заключается в том, что после бурения первых 2-3-х скважин строятся схемы сопоставления продуктивных пластов и схемы их опробования Уплотненные пропластки, коррелируемые на схемах сопоставления, видимо являются синге-нетичными образованиями.
Пропластки «плавающие» по отношению к кровле и подошве анализируют с геологических и технологических позиций Такие уплотненные пропластки на схеме опробования располагаются, как правило, на одной (или весьма близкой к ней) гипсометрической отметке. Использование этих построений и данных ГИС о характере насыщения пластов позволяет уверенно фиксировать положение современного водонефтяного контакта В этом случае возможна отбивка отметок водонефтяного контакта даже в случае отсутствия керна Наличие керна дает возможность продолжить изучение состава и строения зоны водонефтяного контакта литологическими методами.
При изучении залежи по вертикали с использованием данных ГИС, литологических данных и фильтрационно-емкостных характеристик пород-коллекторов возможно определение не только современных, но и древних ВНК Таким древним водонефтяным контактом можно считать зону уплотнения коллекторов в залежи БТ5 Яро-Яхинского месторождения на отметке -3147 м, маркирующей ныне раздел между чисто нефтяным и водонефтяным насыщением залежи.
В результате комплексного изучения пород-коллекторов установлены закономерности изменения их состава и структуры в различных частях залежи но вертикали
1. В зоне выше современного водонефтяного контакта (в зоне насыщения углеводородами).
1. В шлифах отмечены следующие особенности изменения обломочных зерен' коррозия кварца и полевых шпатов, серицитизация плагиоклазов, хлоритизация биотита. Отмечаются изменения первичного порово-пленочного глинистого цемента, растворение базального карбонатного цемента, появление сульфатов и заполнение пор битумом.
2 По данным геофизических исследований скважин выделяется интервал разреза с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами, нефте- и/или газонасыщенный. Амплитуда СП составляет 50-75 мв. По другим методам интервал имеет следующие значения- ИК 30-60 омм, ГК 2-4 мкр/ч, НКТ 1-2 усл.ед, КС 20-50 омм, по кавернометрии толщина глинистой корки 2-4 мм (Табл. 2).
3. По фильтрационно-емкостным свойствам выделяется интервал коллекторов с хорошими и высокими значениями пористости от 13 % до 20 %, проницаемости от 15 до 300 мД
2. В зоне древних водонефтяных контактов
1 В шлифах наблюдается появление следующих видов цемента: порового и пленочного карбонатного; регенерационного кварцевого; ангидритового. Отмечены также в отдельных порах остаточные битумы, ломонтит, пирит.
2. По данным геофизических исследований скважин выделяется интервал разреза с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами. Показания КС более высокие по отношению к ниже- и вышележащему интервалу (25-30 омм).
3. По фильтрационно-емкостным свойствам выделяется интервал коллекторов с более низкими значениями пористости (12-14 %) и проницаемости (40-120 мД), по сравнению с таковыми из вышезалегающей зоны.
3. В зоне современных водонефтяных контактов
1. В шлифах наблюдаются практически все те же изменения, что и на древних ВНК, но большее количество в поровом пространстве битумов, порового карбонатного цемента и пирита (Рис.5).
2. По данным геофизических исследований скважин выделяется интервал разреза с плохими фильтрационно-емкостными свойствами Амплитуда СП составляет 10-15 мв По другим методам интервал имеет следующие показания: ИК 60-180 омм, ГК 1-2 мкр/ч, НКТ 6-15 усл.ед, КС 60-150 омм, по кавернометрии номинальный диаме1р скважины.
3 По фильтрационно-емкостным свойствам интервал коллекторов является малопроницаемым, а в большинстве непроницаемым. Пористость пород не больше 5 %, проницаемость -1-2 мД.
о од
Карбонатный цемент
■Биотит
-Бшум
Рис.5 Неф1енасыщениый песчаник в зоне современного ВНК
4. В водонасыщенной зоне ниже современного водонефтяного контакта
1 В шлифах наблюдается незначительная коррозия плагиоклазов и полевых шпатов, еще в меньшей степени кварца, вторичные изменения по краям чешуек биотита, развитие по плагиоклашм катагенетической гидрослюды, очень малое количество или полное отсутствие битумов
2 По данным геофизических исследований скважин выделяется интервал разреза с хорошими фильтрационно-емкостиыми свойствами Значения следующие' амплитуда СП составляет от 50 до 75 мв, показания ИК от 5 доЮ омм, ГК 2-4 мкр/ч, НКТ 3-6 уел ед, КС 5-10 омм, по кавернометрии глинистая корка 2-4 мм. с большим проникновением фильтрата бурового раствора
3 По фипьтрационно-емкостным свойствам выделяется интервал коллекторов с хорошими и высокими показаниями пористости (12-15 %), проницаемости (15-280 мД), и другими гидродинамическими характеристиками.
Таким образом, наблюдается определенная закономерность в изменении пород-коллекторов от газонасыщенной зоны к зоне современного водонефтяного контакта. По мере приближения к ВНК поровое пространство все более заполняется карбонатным '
цементом, окисленными битумами, пиритом, гипсом, регенерационным кварцем и другими вторичными минералами, что в совокупности преобразует зону современного водонефтяного контакта в практически непроницаемый интервал
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате исследований выполнены основные задачи и достигнута цель работы, заключающаяся в выявлении особенностей строения залежей ушеводородов Пуровского района Западной Сибири в зоне проявления вторичного минералообразования на водонефтяных контактах
Выполнено следующее'
1 Обобщены материалы по геологическому строению и нефтегазоносности района исследований Особое внимание уделено строению нефтегазокондснсатных залежей в пеокомских продуктивных горизонтах севера Пуровского района Наибольший интерес при изучении вторичного минералообразования на водонефтяных контактах представляют пластовые водоплавающие и пластово-сводовые залежи газа и газоконденсата с нефтяными оторочками аналогичные залежам Яро-Яхинского месторождения
2 Установлен состав и фильтрационно-емкосшые свойства продуктивных коллекторов Песчаные породы-коллекторы но соотношению кварца, полевых шпатов и обломков пород относятся к кварцевым аркозам, реже к мезомиктовым образованиям.
Кварц составляет 30-70 %, размеры зерен изменяются от 0,1 до 0,5-0,6 мм. Полевые шпаты представлены плагиоклазами и щелочными полевыми шпатами, их суммарное количество обычно находится в пределах 25-40 %. Содержание плагиоклазов уменьшается, а калиевых полевых шпатов увеличивается в нижней части нефтяной зоны и на водонеф!яном контакте. Слюды являются второстепенными породообразующими минералами и содержатся в количестве 5-10 %. Другие минералы В составе тяжелой фракции выявлены 24 минерала: эпидот, цоизит, клиноцоизи I, апатит, гранат, сфен, лейкоксен, ставролит, анатаз, брукит, турмалин, халцедон, магнетит и другие Их распределение имеет сложный характер и, в частности, зависит от состава залежи (газовой, нефтяной) и места отбора образца по отношению к ней (в переходной зоне к ВНК либо непосредственно на водно-угле или зоны ВНК) взят образец. Пирит наиболее информативен относительно положения к зонам современного и древних водонефтяных контактов Его содержание увеличиваются по мере приближения к современному водонефтяному контакту, а максимальною количества достигает в интервале зоны современного ВНК. Доля пирита и его постоянная ассоциация с остаточными битумами является одним из характерных признаков зон стабилизации древних и современных водонефтяных контактов.
Цемент в песчаниках и алевролитах составляет 5-30 %, его количество и состав зависят от места расположения образца по отношению залежи того или иного фазового состава Микроскопически выявлены цементы- базальный кальцитовый, поровый кальцитовый, пленочный и порово-пленочный глинистый, регенерационный кварцевый и другие его виды. Содержание базального кальцитового цемента составляет половину от его общего количества в пропластках песчаников, параллельных кровле и подошве продуктивных пластов. Г1о ряду признаков базальный кальцитовый цемент в таких пропластках следует считать диагенетическим. Поровый кальцитовый и регенерационный кварцевый цемент наибольшего содержания достигают в зоне ВНК Вторичное минералообразование и в особенности регенерация кварца и заполнение пор кальцитом существенно ухудшают фильтрационно-емкостные свойства коллекторов в зоне водонефтяного контакта.
3. Разработан методический прием (экспресс-метод) фиксирования водонефтяных контактов в ходе проведения первой стадии поисково-разведочных работ по данным геофизических исследований скважин. Он заключается в том, что после бурения первых 2-3-х скважин строятся схемы сопоставления продуктивных пластов и схемы их опробования Уплотненные пропластки, коррелирующиеся на схемах сопоставления, видимо являются сингенетичными образованиями Пропластки «плавающие» по отношению к кровле и подошве анализируют с геологических и технологических позиций. Такие уплотненные пропластки на схеме опробования располагаются, как правило, на одной (или весьма близкой к ней) гипсометрической отметке. Используя эти схемы и заключения о характере насыщения по ГИС, получаем возможность уверенно фиксировать современный водонефтяной контакт.
При такой последовательности исследований есть возможность отбивки отметок водонефтяного контакта даже в случае отсутствия керна Если залежь охарактеризована керном, изучение пород из зоны водонефтяного контакта можно продолжить и другими методами
Применение метода с использованием данных ГИС, в комплексе с построением схем опробования и результатов изучения кернового материала, позволяет более рационально намечать объекты испытания, однозначно определять отметки ВНК, намечать места заложения разведочных скважин, оптимизировать их количество и тем самым сокращать сроки разведки залежей.
При изучении залежи по вертикали с использованием материалов ГИС, схем корреляции, лшологических данных и фильтрационно-емкостных характеристик пород-коллекторов возможно определение не только современных, но и древних ВНК.
4 Выявлены закономерности в показаниях геофизических исследований скважин в зоне водонефтяных контактов залежей углеводородов, фиксируемых различными методами. Зоны уплотнения на водонефганом контакте выделяются как интервал разреза с низкими фильтрационно-емкостными свойствами Амплитуда СП составляет 10-5 мв, ИК - 60-180 омм, ГК - 1-2 мкр/ч, НКТ - 6-15 усл.ед, КС - 60-150 омм; по каверномстрии фиксируется номинальный диаметр скважины Зоны уплотнения на диаграмммах IИС выделяются в интервалах между явно газо- или нефтенасыщенными коллекторами и интервалами с переходной зоной или «неясным по ГИС» насыщением.
5 Выявлены закономерности изменения гидродинамических характеристик пород-коллекторов по вертикали в зависимости от изменения минерального состава в результате физико-химических процессов, происходящих в зоне водонефтяного контакта.
6 Выявлены закономерности формирования зон уплотнения и переходных зон (двухэтажное строенное нефтяной оторочки) в залежах месторождений Пуровского района Западной Сибири Зоны уплотнения на водонефтяных контактах (как древних, так и современных) образуются не повсеместно На примере анализа строения и истории образования залежей в пластах бт3.4, бт5.7 и БТ9 Яро-Яхинского месторождения показано, что для образования зон уплотнения необходимы как минимум два условия стабилизации залежей в ходе их формирования: 1 - структура не
должна испытывать тектонических перестроек; 2 - в нее не должны поступав и из нее эмигрировать углеводороды.
При нарушении или несоблюдении хотя бы одного из условий явление уплотнения может не наблюдаться или быгь очень слабо выраженным.
7. В работе решена важная для нефтяной геологии научная и практическая задача оценки строения залежей углеводородов в зоне проявления наложенной минерализации, где происходит изменение состава и свойств пород-коллекторов, что необходимо учитывать для успешной разведки и разработки месторождений.
Защищаемые положения.
1 Наложенная минерализация терригенных пород-коллекторов в условиях стабилизированного водонефтяного контакта неокомских залежей в Пуровском районе Западной Сибири приводит к формированию зон уплотнения.
2. Основным фактором уплотнения в зоне водонефтяного контакта является вторичное карбонатообразование, диагностика которого возможна при комплексировании методов нефтегеологических, литологических и геофизических исследований скважин.
3 Зоны уплотнения в породах-коллекторах формируют эпигенетический экран, оказывают влияние на размещение углеводородов и могут привести к двухэтажному строению нефтенасыщенной части залежи
Для составления схем разработки залежей с зонами уплотнений на водонефтяпых контактах предложены следующие рекомендации- при проектировании схем разработки залежей, выборе флюида для вытеснения нефти из пласта и поддержания пластового давления с целью повышения коэффициента извлечения УВ из сложно построенных залежей необходимо учитывать изменение литологического состава, структуры порового пространства и, как следствие этого, образование экранирующих пропластков в зонах водонефтяных контактов;
- в случае двухэтажного строения залежи, с целью более полного извлечения нефти, следует составлять самостоятельные схемы разработки для каждого этажа залежи;
при наличии зон уплотнения на водонефтяпых контактах применение приконтурного, а тем более законтурного заводнения, крайне неэффективно В этом случае необходимо рассматривать варианты внутриконтурного заводнения с обязательным применением физико-химических методов вытеснения нефти' полимерное заводнение (с раствором полиакриламида), щелочное заводнение, заводнение с ПАВ, мицеллярное заводнение и т.д Рекомендация применения эшх методов основывается на выводах автора о том, что подошвенные воды залежи не проникнут в нефтенасьпценную часть залежи (очень продолжительное время) при ее разработке как изолированной системы;
- рекомендуется применять сайклинг-процесс при разработке газокондепсатно-нефтяных залежей с зонами уплотнения на водонефтяных контактах, подобных
изученным на Яро-Яхинском месторождении. Целесообразность использования сайклипг-процесса обусловлена наличием расположенных поблизости Уренгойского, Ямбургского, Заполярного, Юрхаровского месторождений с известными сеноманским залежами газа, благодаря которым в текущее время отпадает необходимость наращивания добычи «сухого» газа
Список опубликованных работ по теме диссертации
1. Наумов В.А., Пономарев В.Е Литология и генезис пласта БТ5-7 Яро-Яхинского газоконденсатно-нефтяного месторождения (Западная Сибирь) // Геология и геофизика 1992 №2. С 14-22
2 Пономарев В.Е Перспективы нефтегазоносное™ пластов южно - балыкской пачки (БП|о-БПц) в районе деятельности Тарко-Салинской нефтеразведочной экспедиции // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Западно-Сибирской плиты и ее складчатого обрамления Тезисы докладов III годичной конференции. Тюмень, 1982 С. 73-74.
3. Пономарев В Е Результаты поисково-разведочных работ первых двух лет XII пятилетки в северной части Западной Сибири и планирование работ, направленных на сокращение сроков испытания скважин // Геология и полезные ископаемые Восточной Сибири Тезисы докладов научной конференции. Иркутский ун-т Иркутск, 1988. С 124126.
4. Пономарев В Е. Характеристика зон уплотнения пород-коллекторов на контакте нефть - вода на примере Яро-Яхинского месторождения Западной Сибири // Сб научных трудов Иркутского университета Геология и полезные ископаемые Сибири. Иркутск, 1991. С.106-107.
5. Пономарев В.Е. Диагностика ВНК и зон цементации на них в продуктивных отложениях Яро-Яхинского месторождения // Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения залежей углеводородов и их значение для оптимизации геологоразведочных работ. Л : ВНИГРИ, 1990 С 152-159.
6 Пономарев В.Е. Роль вторичного минералообразования на водонефтяных контактах в формировании гидродинамической системы залежей севера Западной Сибири // ТЭК России - основа процветания страны. С-Г16.: Недра, 2004. С. 123-128.
7. Пономарев В.Е. Вторичное минералообразование на водонефтяных контактах и его роль в гидродинамике залежей Пуровского района западной Сибири // Материалы восьмой международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». Нефтегазоносные системы осадочных бассейнов М. МГУ, 2005
t.
Отпечатано в копицентре «СТ ПРИНТ» Москва, Ленинские горы, МГУ, 1 Гуманитарный корпус www stpnnt ru e-mail- zakaz@stprint ru тел 939-33-38 Тираж 100 экз. Подписано в печать 11.03 2006 г.
¿ОШ
Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Пономарев, Виктор Егорович
Введение.
Глава I. Основные черты геологического строения и нефтегазоносности
Пуровского района.
1.1 Стратиграфия.
1.2 Элементы тектонического строения.
1.3 Гидрогеология.
1.4 Нефтегазоносносные комплексы.
Глава II. Современные представления об изменении пород-коллекторов в зоне водонефтяных контактов
Глава III. Неокомские залежи Яро-Яхинского нефтегазоконденсатного месторождения.
III. 1 Характеристика продуктивных пластов и пород-коллекторов.
III.2 Влияние зон уплотнения на коллекторские свойства продуктивных пород
Глава IV. Геофизическая характеристика зон уплотнения на водонефтяных контактах.
Глава V. Диагностические признаки зон наложенной минерализации
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Особенности строения залежей нефти в зоне наложений минерализации продуктивных толщ Пуровского района Западной Сибири"
Актуальность исследования. Полнота информации о составе и строении пластов-коллекторов и залежей в целом определяет успешность поисково-разведочного бурения, проектирование схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений и повышение дебитов скважин. Минеральный состав и структура пород-коллекторов подвергаются в недрах нефтегазоносных бассейнов различным изменениям. С процессами в зоне водонефтяных контактов залежей углеводородов связано формирование зон уплотнения, существенно влияющих на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. Изучение минеральных новообразований в этих зонах дает возможность оценивать динамику образования, стабилизации и разрушения скоплений углеводородов.
В пеокомских нефтегазовых залежах северных районов Западной Сибири надежная отбивка гипсометрических отметок водонефтяных контактов (ВНК) часто затруднительна не только на стадии разведочных работ, но и при проведении опытно-промышленной эксплуатации. Определение их точных отметок весьма актуально как на этапе поисково-разведочных работ, так и при составлении схемы разработки залежей. Выявление зоны водонефтяного контакта и общей картины строения залежи возможно при детальном изучении вещественного состава и структуры порового пространства пород-коллекторов в комплексе с традиционной нефтегеологической и геофизической оценкой продуктивной толщи.
Цель работы заключалась в выявлении особенностей строения залежей углеводородов в зоне наложенной минерализации, возникшей в результате процессов па водонефтяных контактах в неокомских продуктивных толщах Яро-Яхинского, Комсомольского и Крещенского месторождений Пуровского района Западной Сибири.
Задачи исследований:
1. Обобщение материалов по геологическому строению и пефтегазоносности района исследований.
2. Изучение состава и свойств пород-коллекторов, выявление особенностей их постседиментационных преобразований.
3. Характеристика преобразованных на водопефтяном контакте пластов-коллекторов по материалам геофизических исследований скважин.
4. Разработка критериев выделения водонефтяных контактов по комплексу литологических, геофизических и фильтрационно-емкостных характеристик пород.
5. Выявление строения залежей нефти в зоне наложенной минерализации.
Объектом исследований являлись продуктивные пласты-коллекторы неокомского возраста Пуровского административного района севера Западной Сибири. Базовые исследования залежей были выполнены по коллекторам Яро-Яхинского месторождения, дополнительно были изучены отдельные залежи Комсомольского и Крещенского месторождений. Использованы также материалы геологических исследований Уренгойского, Самбургского, Губкинского, Западно-Таркосалинского, Восточно-Таркосалинского и других месторождений (Рис.1).
Фактический материал. Пласты-коллекторы неокомского возраста были изучены по керну (в т.ч. 250 образцов пород непосредственно отобрано и исследовано автором в шлифах и на установках УПК-1 по определению фильтрационно-емкостных свойств), по результатам гидродинамических и геофизических исследований скважин (ГИС). В диссертации использованы также данные различных организаций, ведущих нефтегеологические работы на территории Пуровского района. Автором обобщены результаты испытания скважин по 12-ти месторождениям, расположенным в пределах этого района. Всего обработано более 100 скважин, 500 объектов испытания. Коллекторы Яро-Яхинского месторождения были изучены микроскопически, определение минералов легкой и тяжелой фракций пород проводилось под бинокуляром и в иммерсии после разделения в тяжелой жидкости фракции гранулометрического анализа 0,25-0,1 мм. Состав глинистой фракции определен рентгеновским анализом, карбонатных минералов - реакцией окрашивания и термическим анализом. Определены физические свойства пород - пористость, проницаемость, объемная и минералогическая плотность. Гидродинамическая оценка коллекторов проводились путем анализа результатов испытания скважин на приток.
Работа является итогом геологических исследований проведенных автором во время работы в ПГО «Пурнефтегазгеология» (1979-1987 гг.). В дальнейшем автор участвовал и являлся ответственным исполнителем хоздоговорных и научных работ, выполняемых лабораторией физики нефтяного пласта Иркутского государственного университета по заказу объединений «Уренгойнефтегазгеология», «Пурнефтегазгеология», «Заполярнефтегазгеология», «Ямалнефтегазгеология», «Енисейнефте-газгеология», «Воет — Сибиефтегазгеология», «Ленанефтегазгеология».
Научная новизна.
1. Разработан методический прием с применением данных геофизических исследований скважин для фиксирования водонефтяных контактов на первой стадии разведочных работ.
2. Выявлены закономерности изменения свойств пород-коллекторов по разрезу в зависимости от преобразования их состава под влиянием вторичной минерализации в зоне водонефтяных контактов.
3. Разработаны рекомендации для проектирования схем разработки залежей и выбора флюида для вытеснения нефти из пласта и поддержания пластового давления с учетом зон уплотнения на водонефтяных контактах.
Практическая значимость
1. Результаты проведенных исследований позволили уточнить геологическое строение ряда залежей севера Западной Сибири, их фильтрационно-емкостную и литологическую характеристику, выяснить последовательность формирования залежей.
2. Комплекс использования данных ГИС, результатов опробования скважин и изучения керна позволил более рационально намечать объекты испытания, сокращать сроки разведки залежей и оптимизировать схемы их разработки.
Апробация работы. Результаты исследований неоднократно апробированы в процессе геологических работ с участием автора в центральной части ЗападноСибирского бассейна на Самотлорском месторождении (ОАО «Тюменская нефтяная компания») и в пределах лицензионных участков ОАО «НОВАТЭК». Основные результаты исследования доложены на научных конференциях Иркутского государственного университета (1988-1998 гг.), ВНИГРИ («ТЭК России - основа процветания страны», 2004 г.») и на Восьмой международной конференции МГУ «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (2005г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 работ, в том числе 4 статьи.
Объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, изложенных на 104 страницах, иллюстрируется 30 рисунками, 6 таблицами, содержит список опубликованной и фондовой литературы из 94 наименований.
Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Пономарев, Виктор Егорович
Выводы и рекомендации по разработке залежей Яро-Яхинского месторождения:
1. При эксплуатации залежей БТ 9 и БТ з-4, следует отказаться от поддержания пластового давления с помощью закачки воды, так как плотные пропластки на ВНК в этих залежах, являются экраном, затрудняющим гидродинамическую связь порового пространства по вертикали. В связи с тем, что пластовые воды, при соответствующем вскрытии продуктивной части, не будут проникать в нее, рекомендуется использовать сайклинг-процесс или закачивать в пласт химические растворы, способствующие более полному вытеснению жидких углеводородов [2, 70]. Целесообразность использования сайклинг-процесса обоснована еще и тем, что после отработок нефтяных оторочек его можно продолжать использовать для более полного извлечения конденсата из газоконденсатной зоны залежи.
2. Переходную зону залежи пластов БТ5-7 можно разрабатывать с применением метода вытеснения нефти водой (при этом вполне обосновано, что коэффициент извлечения нефти будет невысоким). Выше абсолютных отметок -3147 м (в зоне чисто нефтяного насыщения) работы рекомендуется проводить аналогично залежам пластов БТ9И БТз-4 [66,70,76]
IV. Геофизическая характеристика зон уплотнений на водонефтяных контактах.
Материалы ГИС были проанализированы и обобщены по Яро-Яхинскому, Комсомольскому, Ханчейскому, Северо-Губкинскому, Крещенскому, Восточно-Таркосалинскому и другим месторождениям. (Рис. 5) [92]. Зоны уплотнений на ВНК диагностировались по материалам геофизических исследований в скважинах, заполненных слабоминерализованным глинистым раствором плотностью 1100 -1250 кг/куб.м (табл. 6). Необходимо отметить, что вся зона ВНК охарактеризована по ГНС в масштабе записи не менее чем 1:200, т.к. пропластки уплотнений на современных ВНК имеют незначительную толщину, составляющую от 0,2 до 1,0 и в очень редких случаях до 2,0 м. Что же касается древних водонефтяных контактов, то по материалам ГИС они фиксируются лишь ориентировочно и дальнейшие их исследования необходимо проводить по керновому материалу и шлифам.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате исследований выполнены основные задачи и достигнута цель работы, заключающаяся в выявлении особенностей строения залежей углеводородов Пуровского района Западной Сибири в зоне проявления вторичного минералообразования на водонефтяных контактах.
Выполнено следующее:
1. Обобщены материалы по геологическому строению и нефтегазоносности района исследований. Особое внимание уделено строению нефтегазоконденсатных залежей в неокомских продуктивных горизонтах севера Пуровского района. Наибольший интерес при изучении вторичного минералообразования на водонефтяных контактах представляют пластовые водоплавающие и пластово-сводовые залежи газа и газоконденсата с нефтяными оторочками аналогичные залежам Яро-Яхинского месторождения.
2. Изучен состав и фильтрационно-емкостные свойства продуктивных коллекторов. Песчаные породы-коллекторы по соотношению кварца, полевых шпатов и обломков пород относятся к кварцевым аркозам, реже к мезомиктовым образованиям.
Кварц является одним из главных породообразующих минералов пород-коллекторов Яро-Яхинского и других месторождений Пуровского района, его доля в песчаниках составляет 30-70 %, размеры зерен изменяются от 0,1 до 0,5-0,6 мм.
Полевые шпаты представлены плагиоклазами и щелочными полевыми шпатами, их суммарное количество обычно находится в пределах 25-40 %. Содержание плагиоклазов уменьшается, а калиевых полевых шпатов увеличивается в нижней части нефтяной зоны и на водонефтяном контакте.
Слюды являются второстепенными породообразующими минералами и содержатся в количестве 5 - 10 %.
Другие минералы. В составе тяжелой фракции выявлены 24 минерала: эпидот, цоизит, клиноцоизит, апатит, гранат, сфен, лейкоксен, ставролит, анатаз, брукит, турмалин, халцедон, магнетит и другие. Их распределение имеет сложный характер и, в частности, зависит от состава залежи (газовой, нефтяной) и места отбора образца по отношению к ней (в переходной зоне к ВНК либо непосредственно на водно-угле или зоны ВНК) взят образец.
Пирит наиболее информативен относительно положения к зонам современного и древних водонефтяных контактов. Его содержание увеличиваются по мере приближения к современному водонефтяному контакту, а максимального количества достигает в интервале зоны современного ВНК. Доля пирита и его постоянная ассоциация с остаточными битумами является одним из характерных признаков зон стабилизации древних и современных водонефтяных контактов.
Цементирующий материал в песчаниках и алевролитах составляет 5-30 %, его количество и состав зависят от места расположения образца по отношению залежи того или иного фазового состава. Микроскопически выявлены цементы: базальный кальцитовый, поровый кальцитовый, пленочный и порово-пленочный глинистый, регенерационный кварцевый и другие его виды. Содержание базального кальцитового цемента составляет половину от его общего количества в пропластках песчаников, параллельных кровле и подошве продуктивных пластов. По ряду признаков базальный кальцитовый цемент в таких пропластках следует считать диагенетическим. Поровый кальцитовый и регенерационный кварцевый цемент наибольшего содержания достигают в зоне ВНК. Вторичное минералообразование и в особенности регенерация кварца и заполнение пор кальцитом существенно ухудшают фильтрационно-емкостные свойства коллекторов в зоне водонефтяиого контакта.
3. Разработан методический прием (экспресс-метод) фиксирования водонефтяных контактов в ходе проведения первой стадии поисково-разведочных работ по данным геофизических исследований скважин. Он заключается в том, что после бурения первых 2-3-х скважин строятся схемы сопоставления продуктивных пластов и схемы их опробования. Уплотненные пропластки, коррелируемые на схемах сопоставления, видимо являются сингенетичными образованиями. Пропластки «плавающие» по отношению к кровле и подошве анализируют с геологических и технологических позиций. Такие уплотненные пропластки на схеме опробования располагаются, как правило, на одной (или весьма близкой к ней) гипсометрической отметке. Используя эти схемы и заключения о характере насыщения по ГИС, получаем возможность уверенно фиксировать современный ВНК.
При такой последовательности исследований есть возможность отбивки отметок ВНК даже в случае отсутствия керна. Если залежь охарактеризована керном изучение пород из зоны ВНК можно продолжить и другими методами.
Применение метода с использованием данных ГИС, в комплексе с построением схем опробования и результатов изучения кернового материала, позволяет более рационально намечать объекты испытания, однозначно определять отметки ВНК, намечать места заложения разведочных скважин, оптимизировать их количество и тем самым сокращать сроки разведки залежей.
Зоны уплотнения на ВНК выделяются как интервал разреза с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Амплитуда СП составляет 10-5 мв, ИК - 60180 омм, ГК - 1-2 мкр/ч, НКТ - 6-15 усл.ед, КС - 60-150 омм; по кавернометрии фиксируется номинальный диаметр скважины. Зоны уплотнения на диаграммах ГИС выделяются в интервалах между явно газо- или нефтенасыщенными коллекторами и интервалами с переходной зоной или «неясным по ГИС» насыщением.
При изучении залежи по вертикали с использованием материалов ГИС, схем корреляции, литологических данных и фильтрационно-емкостных характеристик пород-коллекторов возможно определение не только современных, но и древних ВНК.
4. Выявлены закономерности в показаниях геофизических исследований скважин в зоне водонефтяных контактов залежей углеводородов, фиксируемых различными методами.
5. Выявлены закономерности изменения гидродинамических характеристик пород-коллекторов по вертикали в зависимости от изменения минерального состава в результате физико-химических процессов, происходящих в зоне ВНК.
6. Выявлены закономерности формирования зон уплотнений и переходных зон (двухэтажное строенное нефтяной оторочки) в залежах месторождений Пуровского района Западной Сибири. Зоны уплотнений на ВНК (как древних, так и современных) образуются не повсеместно. На примере строения залежей пластов БТ3.4, БТ5.7 и БТ9 Яро-Яхинского месторождения и восстановления истории их образования показано, что для формирования зон уплотнения на ВНК необходимо, чтобы в процессе формирования и сохранения залежи соблюдалось как минимум два условия: а). В тектоническом отношении структура, в которой сформировалась залежь, должна находиться какой-то период времени в стабильном состоянии и не испытывать резких изменений структурного плана. б). В этот период времени в залежь не должны поступать и эмигрировать из нее углеводороды, т.е. залежь должна быть в стабилизированном состоянии и не изменять объем. При нарушении или несоблюдении хотя бы одного из условий явление может не наблюдаться или быть очень слабо выраженным.
В работе решена важная для нефтяной геологии научная и практическая задача оценки строения залежей углеводородов в зоне проявления наложенной минерализации, где происходит изменение состава и свойств пород-коллекторов, чтй необходимо учитывать для успешной разведки и разработки месторождений.
Защищаемые положения.
1. Наложенная минерализация терригенных пород-коллекторов в условиях стабилизированного водонефтяного контакта неокомских залежей в Пуровском районе Западной Сибири приводит к формированию зон уплотнения.
2. Основным фактором уплотнения в зоне водонефтяного контакта является вторичное карбонатообразование, диагностика которого возможна при комплексировании методов нефтегеологических, литологических и геофизических исследований скважин.
3. Зоны уплотнения в породах-коллекторах формируют эпигенетический экран, оказывают влияние на размещение углеводородов и могут привести к двухэтажному строению нефтенасыщенной части залежи.
Для составления схем разработки залежей с зонами уплотнений на водонефтяных контактах предложены следующие рекомендации:
- при проектировании схем разработки залежей, выборе флюида для вытеснения нефти из пласта и поддержания пластового давления с целью повышения коэффициента извлечения УВ из сложно построенных залежей необходимо учитывать изменение литологического состава, структуры порового пространства и, как следствие этого, образование экранирующих пропластков в зонах водонефтяных контактов;
- в случае двухэтажного строения залежи, с целью более полного извлечения нефти, следует составлять самостоятельные схемы разработки для каждого этажа залежи; при наличии зон уплотнения на водонефтяных контактах применение приконтурного, а тем более законтурного заводнения, крайне неэффективно. В этом случае необходимо рассматривать варианты внутриконтурного заводнения с обязательным применением физико-химических методов вытеснения нефти: полимерное заводнение (с раствором полиакриламида), щелочное заводнение, заводнение с ПАВ, мицеллярное заводнение и т.д. Рекомендация применения этих методов основывается на выводах автора о том, что подошвенные воды залежи не проникнут в нефтенасыщенную часть залежи (очень продолжительное время) при ее разработке как изолированной системы;
- рекомендуется применять сайклинг-процесс при разработке газоконденсатно-нефтяных залежей с зонами уплотнения на водонефтяных контактах, подобных изученным на Яро-Яхинеком месторождении. Целесообразность использования сайклинг-процесса обусловлена наличием близрасположенных Уренгойского, Ямбургского, Заполярного, Юрхаровского месторождений с известными сеноманским залежами газа, благодаря которым в текущее время отпадает необходимость наращивания добычи «сухого» газа.
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Пономарев, Виктор Егорович, Москва
1. Атангулов А.А., Вопилова Н.М. Поддержание пластового давления на разрабатываемых нефтяных месторождениях ХМАО // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 2005. С.469-475.
2. Багиров Б.А., Салманов A.M., Гасаналиев М.К. Об определении качества запасов нефти //Геология нефти и газа. 1998. № 1.
3. Баженова O.K., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия нефти и газа. М.: МГУ, 2000.
4. Бергер М.Г. Терригенная минералогия. М.: Недра, 1986.
5. Беспалова Е.Б. Оценка перспектив нефтегазоносности неокомских отложений севера Западной Сибири по геохимическим показателям // Геология нефти и газа. 1983. № 3. С. 22-26.
6. Бочкарев B.C. Геологическое строение палеозойского и триасового комплексов в Пуровском районе и перспективы их нефтегазоносности // Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья. Тюмень, 1995. С.179-205.
7. Брагин Ю.И., Вагин С.Б., Гутман И.С., Чоловский И.П. Нефтегазопромыс-ловая геология и гидрогеология залежей углеводородов // Понятия, определения, термины. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004.
8. Брехунцова Е.А., Кислухин В.И. Особенности формирования и нефтегазоносность осадочного чехла п-ова Ямал // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2001. № 5. С. 82-88.
9. П.Будников И.В., Гурари Ф.Г. и др. Нижне-среднеюрские осадочные бассейны Западно-Сибирской провинции и их нефтегазоносность // Осадочные бассейны и нефтегазоносность. М.: Наука, 1989, С 12-20.
10. Бурлин Ю.К., Конюхов А.И. Карнюшина Е.Е. Литология нефтегазоносных толщ. М.: Недра, 1991.
11. Гайворонский И.Н., Леоненко Г.Н., Замахаев B.C. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование. М.: ЗАО «Геоинформмарк», 2000.
12. Геология и геохимия нефти и газа /Бакиров А.А., Бордовская М.В., Ермолкин В.И. и др. М.: Недра, 1993.
13. Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. Т.2 Западная Сибирь / Гл.ред. В.П.Орлов Ред.2-го тома: А.Э. Конторович, B.C. Сурков. СПб.:Изд-во ВСЕГЕИ, 2000.
14. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири / Нежданов А.А., Пономарёв В.А., Туренков Н.А., Горбунов С.А. М.: Изд-во Академии горных наук, 2000.
15. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и газовых месторождений России / Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К.С. Викторин В.Д. и др. Издание в 2 т./ под ред. В.Е. Гавуры. М.: ВНИИОЭНГ, 1996 .
16. Геология нефти и газа Западной Сибири /А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, Ф.К.Салманов и др. М.: Недра, 1975.
17. Геолого-геофизические основы поисков и разведки месторождений нефти и газа в Западной Сибири. Тюмень: Изд. ЗапСибНИИГНИ,1986.
18. Гидион В.Я. Формирование и геологическое строение неокомских отложений Среднего Приобья по данным сейсморазведки // Геофизика. Спец.выпуск к 50-летию "Хантымансийскгеофизики" 2001. С.54-58
19. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М.: Недра, 1985.
20. Дистлер В.Н. Гидрогеологический анализ регионального распространения ломонтита на Сахалине //Литология и полезные ископаемые. 1981. № 5. С. 137-151.
21. Елисеев В.Г. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности верхнеюрского комплекса центральной части Западной Сибири // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМ АО. Ханты-Мансийск. 2005. С. 177189.
22. Запивалов Н.П. Нефтегазоносность палеозоя Западно-Сибирской провинции на основе флюидодинамического подхода // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 2005. С. 60-68.
23. Карнюшина Е.Е. Осадочные формации в зоне катагенеза нефтегазоносных бассейнов. М.: АО «Институт Гидропроект», 2000.
24. Карнюшипа Е.Е., Файер М.М., Чочия Г.Л. Вторичное минералообразование в ареалах месторождений нефти и газа. М.: 1989, /Геология, методы поисков и разведки нефти и газа: Обзор /ВНИИ экономики минерального сырья и геологоразведочных работ (ВИЭМС).
25. Кислухин В.И. Литолого-фациальное районирование юрских и нижнемеловых отложений Тюменской области. /Нефтегазоносность отложений северных районов Западной Сибири, Сборник научных трудов. Тюмень.: изд. ЗапСибНИИГНИ, 1986, С 13-32.
26. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири (Томская Область): Автореф. дис. д-ра геол.-мин. наук. С-Пб., 2000г.
27. Корнев В.А. Прогнозирование объектов для поисков залежей углеводородного сырья по сейсмогеологическим данным (на примере осадочного чехла Западной Сибири). Тюмень, 2000.
28. Корреляция и индексация продуктивных пластов мезозоя Западной Сибири /И.И. Нестеров, Н.Х Кулахметов, В.Н. Высоцкий, Ф.З. Хафизов //Геология нефти и газа. 1987.-№3.-С.55-58.
29. Кутырев Е.Ф., Сергиенко В.Н. Особенности разработки заводненных залежей трудноизвлекаемой нефти на поздней стадии. //Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 2005. С.364-374.
30. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. М.: Недра, 1981.
31. Логвипенко Н.Ф., Орлова Л.В. Образование и изменение осадочных пород на континенте и в океане. Л.: Недра, 1987.
32. Махнач А.А. Катагенез и подземные воды. Минск.: Наука и техника, 1989.
33. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.
34. Мотовилов П.И. Об условиях формирования состава нефтей и газоконденсатов в сводовых и несводовых ловушках // Методика и практика выявления и оконтуривания несводовых литологических ловушек на севере Западной Сибири. Л.: Изд-во ВНИГРИ, 1987. С 59-73.
35. Мотовилов П.И., Кордус В.И. Геохимические критерии нефтегазоносности зоны биодеградации нефтей и конденсатов севера Западной Сибири // Гидрогеологические критерии нефтегазоносности локальных структур и зон нефтегазонакопления. Л.: 1986. С 111-124.
36. Нежданов А.А., Огибенин В.В., Бабурин А.Н. и др. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек залежей нефти и газа в Западной Сибири. В двух томах // Разведочная геофизика. МГП "Геоинформ-марк", 1992.
37. Нестеров И.И., Шпильман В.И. Теория нефтегазонакопления. М.: Недра, 1987.
38. Нефтегазоносность отложений северных районов Западной Сибири. Тюмень.: Изд-во ЗапСибНИИГНИ, 1986.
39. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна /М.Я.Рудкевич, Л.С.Озеранская, Н.Ф.Чистякова и др. М.: Недра, 1988.
40. Основные проблемы стратиграфии мезозойских нефтегазоносных отложений Западной Сибири / B.C. Бочкарёв, A.M. Брехунцов, Н.П. Дещеня и др. // Геология нефти и газа. 2000. №1. С.2-13.
41. Питтеджон Ф.Дж Осадочные породы: Пер. с англ. М.: Недра, 1981.
42. Пономарев В.Е. Литология и генезис пласта БТ5-7 Яро-Яхинского газоконденсатно-нефтяного месторождения (Западная Сибирь). Геология и геофизика, 1992, № 2, С 14-22 (совместно с В.А. Наумовым).
43. Пономарев В.Е. Характеристика зон уплотнения пород-коллекторов на контакте нефть вода на примере Яро-Яхинского месторождения Западной Сибири//Сб.науч.тр. Иркут. ун-т. Иркутск.: 1991, С.106-107.
44. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-литмологический аспект / Ю.Н.Карагодин, С.В.Ершов, B.C. Сафонов и др. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996.
45. Проблема индексации и номенклатуры продуктивных горизонтов юры и неокома Западной Сибири и пути её решения (системно-литмологический аспект) / Ю.Н. Карагодин, В.А. Казаненков, С.В. Ершов и др. // Геология нефти и газа. 2003. №2. С.40-46.
46. Проблемы, особенности и перспективы картирования ловушек углеводородов в Среднем Приобье на современном этапе / В.Ф. Панов, С.Г. Кузьменков, И.С. Муртаев и др.// Вестник недропользователя. 2002. -№11.- С.21-29.
47. Рухин Л.Б. Основы литологии. Л.: Недра.1961.
48. Рыльков С.А. Геологическое моделирование строения неокомских отложений Северного Приобья и прогноз их нефтегазоносности: Автореф. дис. к-та геол.-минерал. наук: 25.00.12. СПб, 2002.
49. Салмин М.В. Уточнение литогенетической модели формирования неструктурных ловушек в ачимовсих отложениях // Нефтяное хозяйство. 2004. №8. С.58-61.
50. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. JL: Недра, 1989.
51. Сахибгареев Р.С. Основные типы вторичных изменений коллекторов, происходящих в процессе формирования и разрушения залежей углеводородов и их значение для оптимизации поисково-разведочных работ. Л.: ВНИГРИ, 1990. С. 7-3
52. Северное Приобье Западной Сибири. Геология и нефтегазоносность неокома (системно-литмологический подход) / Ю.Н.Карогодин, В.А.Казаненков, С.А.Рыльков, С.В.Ершов. Новосибирск, 2000.
53. Седиментация в раннемеловом бассейне Западной Сибири и её влияние на нефтегазоносность / С.В. Ершов, К.В. Зверев, В.А. Казаненков, Ю.Н. Карагодин // Геология и геофизика. 2001. №11-12. С.1908-1917.
54. Селли Р.К. Введение в седиментологию. М.: Недра, 1981.
55. Семенович В.В. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов. М.: МГУ, 2000.
56. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В. Копеев В.Д. /Геологическое строение и газонефтеносность Ямала. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.
57. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Елкин Е.А., Краснов В.И. Бахарев Н.К., главный редактор Конторович А.Э. Новосибирск.: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2001.
58. Сутормин С.Е. Рациональное использование эксплуатационных скважин как средство повышения эффективности разработки нефтяных месторождений. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 2005. С.406-414.
59. Сырьевая база и добыча газа в России в XXI веке /А.И.Гриценко, В.А.Пономарев, Н.А. Крылов и др. М.: Недра. 2000.
60. Фильтрационно-ёмкостная модель коллекторов ачимовских отложений Большого Уренгоя /В.Д. Моисеев, Ф.Я. Боркун, Г.Г. Кучеров и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2001. №4. С.28-31.
61. Холодов В.Н. Постседиментационные преобразования в элизионных бассейнах. М.: Наука, 1983.
62. Черников О.А. Цитологические исследования в нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1981.
63. Шванов В.Н. Песчаные породы и методы их изучения. JL: Недра, 1969.
64. Шванов В.Н. Петрография песчаных пород. JL: Наука 1987.
65. Шиманский В.В. Вторичные изменения терригенных пород нижнего мела Западной Сибири. СПб.:Недра, 2002.
66. Шиманский В.В., Баженова Т.К. Вторичные изменения терригенных пород коллекторов в зоне ВНК на примере месторождений Западной Сибири //Актуальные вопросы геологии Украины на современном этапе. ВИНИТИ. №1474-В90.
67. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1978. 356 с. Авторы И.Д. Амелин, Р.С. Андриасов, Ш.К. Гима-тудинов и др.
68. Япаскурт О.В. Катагенез осадочных горных пород. М.:МГУ, 1991.
69. Япаскурт О.В. К проблеме катагенеза, метагенеза и метаморфизма в бассейнах породообразования миогеосинклиналей. //Литология и полезные ископаемые. 1988. №4, С. 58-70.
70. Япаскурт О.В. Стадиальный анализ литогенеза. М.: МГУ, 1995.
71. Goodchild M.W., McD. Whitaker J.H. A petrographic study of the Rotliegendes sandstone reservoir (Lower Permian) in the Rough gas field // Clay minerals. 1984. Vol. 17, №2. P.459-477.
72. Kontorowicz J. Nature, origin and distribution of authigenic clay minerals from Middle Jurassic Ravensoar and Breut group sandstones // Clay minerals. 1984. Vol.19, N3. P.359-377.
73. Lonoy A., Akselsen J., Ronning K. Diagenesis of a deeply buried sandstone reservoir: Hild field, northn Sea // Clay minerals. 1986. Vol.21, №4. P.497-511.
74. Pinous O.V., M.A. Levchuk, and D.L. Sahagian, 2001, Regional synthesis of the productive Neocomian complex of West Siberia: Sequence stratigraphic framework: AAPG Bulletin, v.85, p. 1713-1730
75. Pinous O.V., Y.N. Karogodin, S.V. Ershov, and D.L. Sahagin, 1999a, Sequence stratigraphy, facies, and sea-level change of the Hauterivian productive complex of the Priobskoe oil field (West Siberia): AAPG Bulletin, v.83, p. 972-9891. Фондовая
76. Отчет о научно-исследовательской работе «Литология и фации ачимовского клиноформного комплекса Олимпийского лицензионного участка». Новосибирск, ОАО «Сибнефтегеофизика», 2004 г.
77. Отчет о результатах интерпретации сейсморазведочных материалов 2Д на Ханчейском лицензионном участке. Тюмень, ООО «Пургеофизика», 2003.
78. Отчет о результатах обработки и комплексной интерпретации материалов сейсморазведочных работ 2Д и ЗД на Усть-Пурпейском лицензионном участке в Пуровском районе Ямало-Ненецкого АО Тюменской области. Новосибирск, ОАО «Сибнефтегеофизика», 2005 г.
79. Отчет о результатах обработки и комплексной интерпретации сейсмических материалов работ ЗД и 2Д на Ханчейском месторождении. Тюмень, ООО «Пургеофизика», 2004.
80. Отчет о результатах переобработки и интерпретации сейсморазведочных материалов 2Д на Кынской площади. Тюмень, ООО «Пургеофизика», 2004.
81. Отчет по подсчету запасов углеводородов Яро-Яхинского месторождения. Тюмень, Тюменская тематическая экспедиция, 1995.
82. Отчет по теме «Комплексное изучение керна скважины 157 (месторождение Крещенское) с целью определения подсчетных параметров». Новосибирск, ООО НИЦ «СИБГЕОНАФТ», 2005.-1 -у
83. Подсчет запасов углеводородного сырья по пластам БУ16" ЮГг Уренгойского месторождения в пределах северной части Олимпийского лицензионного участка ОАО «Пурнефтегазгеология». - Тюмень, ОАО «СибНАЦ», 2005.
84. Подсчет запасов углеводородного сырья Ханчейского нефтегазоконденсатного месторождения по состоянию на 01.04.2004 г. Тюмень, ОАО «СибНАЦ», 2004.
-
Пономарев, Виктор Егорович
-
кандидата геолого-минералогических наук
-
Москва, 2006
-
ВАК 25.00.12
- Выделение коллекторов и определение их подсчетных параметров в ачимовской толще Уренгойско-Пуровской зоны Западной Сибири
- Дифференциация разреза сеноманских отложений севера Западной Сибири в связи с разведкой, подсчетом запасов и разработкой залежей углеводородов
- Моделирование геологического строения, оценка перспектив нефтегазоносности, нефтегазового потенциала ачимовского клиноформного комплекса севера Западной Сибири
- Неоднородность сеноманских отложений севера Тюменской области и ее влияние на разведку и разработку газовых месторождений региона
- Условия формирования месторождений нефти центральной части Западной Сибири в районе Сибирских увалов
