Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка методики выявления и оценки запасов высокомолекулярных компонентов (ВМК) залежей углеводородов по комплексу геолого-геофизических данных
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых
Автореферат диссертации по теме "Разработка методики выявления и оценки запасов высокомолекулярных компонентов (ВМК) залежей углеводородов по комплексу геолого-геофизических данных"
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА имени И. М. ГУБКИНА
На правах рукописи УДК 550.832:552.578.3
005012049
БУРХАНОВА ИРИНА ОСКАРОВНА
РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫЯВЛЕНИЯ И ОЦЕНКИ ЗАПАСОВ ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНЫХ КОМПОНЕНТОВ (ВМК) ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ПО КОМПЛЕКСУ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ДАННЫХ
Специальность: 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых
12 тг т
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
МОСКВА 2012
005012049
Работа выполнена на кафедре Геофизических Информационных Систем Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М. Губкина и в Лаборатории проблем освоения нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья ИПНГ РАН.
Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор
Золоева Галина Михайловна
Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор
по кафедре литологии и системных исследований литосферы РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Постникова Ольга Васильевна
кандидат геолого-минералогических наук, ведущий научный сотрудник лаборатории анализа и проектирования геологоразведочных работ ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Сидорчук Елена Александровна
Ведущая организация: ООО «Нефтегазгеофизика», г. Тверь
Защита диссертации состоится «3» апреля 2012 г. в 15 часов, в ауд. 523, на заседании диссертационного совета Д 212.200.05 при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: Москва, В-296, ГСП-1, 119991, Ленинский проспект, 65.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
/1
Автореферат разослан
<Й»<&Ш1 2012 г.
Л.П.]
Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук, доцент Л.П.Петров.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. В настоящее время в связи с наблюдающейся стабилизацией и некоторым снижением темпов мировой добычи нефти все чаще поднимается вопрос о возрастающей роли нетрадиционных углеводородных ресурсов.
В широком смысле нетрадиционные ресурсы углеводородов - это гораздо более «дорогие» ресурсы по сравнению с традиционными. К ним относят залежи высоковязких нефтей, битумов, газогидратов, газа угольных месторождений, а также углеводороды, залегающие на глубинах более 10 км. В 2007 г. был введен термин «матричная нефть», объединивший в себе как тяжелые, так и жидкие углеводороды. Высокомолекулярные компоненты (ВМК) «матричной нефти» по физическим и химическим характеристикам в классической интерпретации можно отнести к классу сингенетичных природных битумов и рассматривать как часть углеводородной залежи.
Уже сегодня в мире (за пределами России) тяжелые углеводороды вносят значительный и устойчивый вклад в структуру мировой добычи. Объем запасов высоковязких нефтей и битумов достигает 700-800 млрд. т. Доказанные ресурсы природных битумов в Вапго-Уральской провинции составляют порядка 10,4 млрд т. Наиболее перспективными районами являются Республики Татарстан и Башкортостан, Самарская, Оренбургская, Ульяновская области, Пермский и Краснодарский края. По мнению Геологической службы США (ШОв) Российская Федерация обладает приблизительно 13,4 млрд. баррелей извлекаемой тяжелой нефти и 33,7 млрд. баррелей извлекаемого битума. Количество неизвлекаемых запасов битума на данный момент значительно выше - 212 млрд. баррелей, т.е. коэффициент извлечения бтума в России составляет 14 %.
Природные бшумы являются многоцелевым полезным ископаемым, применяемым в качестве топливно-энергетического, дорожно-строительного и химического сырья. Основные запасы природных битумов в России приурочены к Волго-Уральской провинции, региону с благоприятными природно-географическими условиями и развитой инфраструктурой, что значительно упрощает их добычу.
Сегодня государство производит стимуляцию инновационного развития во всех сферах экономики. В энергетической стратегии России на период до 2030 года в качестве приоритетных направлений научно-технического прогресса в энергетическом секторе по направлению «Нефтяной комплекс» выделяют увеличение коэффициента извлечения нефти на разрабатываемых и вводимых в разработку месторождениях, в том числе нетрадиционных видов углеводородного сырья - тяжелой (высоковязкой) нефти и природных битумов.
Изучаемое Оренбургское нефгегазокоцденсатное месторождение (ОНГКМ) введено в эксплуатацию в 1971 году, и сегодня здесь наблюдается истощение извлекаемых запасов основного углеводородного сырья - газа и конденсата. В этой связи задача укрепления сырьевой базы Оренбургского нефтегазохимического комплекса становится все более актуальной. Одним из путей развития сырьевой базы является ее расширение за счет высокомолекулярных бшумовдных компонентов залежи.
Обращают на себя внимание специфические сорбционные свойства ВМК Проведенные исследования показали, что 1 т смолы или асфальтенов будет сорбировать соответственно 1473 или 141,1 м3 природного газа при давлении и температуре, близких к пластовым ОНГКМ. Высокомолекулярные компоненты также имеют в своем составе цветные и благородные металлы
(никель, цинк, хром, план, свинец, медь, олово, молибден, серебро), редкие и редкоземельные металлы (ванадий, стронций, мышьяк, галлий, германий, иттрий, иттербий), что делает их уникальным сырьем для химической промышленности.
Цель исследований. Целью работы являлась разработка методики выявления и оценки запасов высокомолекулярных компонентов залежей углеводородов по комплексу геояош-геофизических данных на примере нижнепермских отложений Оренбургского нефтегазокоцденсатного месторождения.
Основные задачи исследований:
1. Анализ состояния изученности высокомолекулярных компонентов нефгегазоконденсатных залежей, а также близких к ним по свойствам бшумоидов.
2. Изучение распространенности нижнепермских отложений и изменчивости их свойств на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (HI II).
3. Обоснование петрофизической модели пород-коллекторов нижнепермского возраста Оренбургского НГКМ.
4. Усовершенствование методики оценки общей пористости и ее компонент в сложнопостроенных карбонатных коллекторах нижнепермского возраста Оренбургского НГКМ.
5. Выделение пород с высокой концентрацией высокомолекулярных компонентов нефгегазоконденсатных залежей.
6. Разработка методики оценки содержания высокомолекулярных компонентов нефтегазоковденсагных залежей, а также сорбированных ими жидких углеводородов нефтяного ряда в карбонатных коллекторах нижнепермского возраста по д анным геофизических исследований скважин (ГИС).
Методы решения поставленных задач. Для решения поставленных задач в диссертационной работе использованы следующие методы: анализ и обобщение информации из литературных источников по изучению высокомолекулярных компонентов нефгегазоконденсатных залежей и битумов; анализ и обобщение литературных и фактических данных по лишлогическим, петрофизическим, геохимическим и геофизическим свойствам пород раннепермского возраста Волго-Уральской Hi 11; статистический анализ стандартных и специальных пегрофизических исследований керна, проведенных на более чем 1200 образцах; обработка, обобщение и анализ геолого-геофизической информации по одной вертикальной параметрической, двум вертикальным и 40 горизонтальным эксплуатационным скважинам, пробуренным на Оренбургском НГКМ, с использованием программных средств Microsoft Excel и системы «Камертон».
Научная новизна работы состоит в следующем:
1. Показана эффективность применения в изучаемом разрезе методики классификации карбонатных коллекторов на основе анализа многомерного пространства геофизических признаков.
2. Предложен способ использования теории погрешностей измерения для разделения сложных карбонатных коллекторов на типы по структуре емкостного пространства
3. Предложен и обоснован способ вьщеления пород с повышенной концентрацией высокомолекулярных компонентов в нефгегазоконденсатных залежах на основе литшого-фациального анализа
4. Разработана методика оценки содержания ВМК в породах нижнепермского карбонатного комплекса Оренбургского НГКМ.
5. Обосновано применение ядерно-магнитного томографического каротажа (ЯМТТС) для оценки количества сорбированных углеводородов нефтяного рада высокомолекулярными компонентами в неглинисгых карбонатных породах.
Основные защищаемые положения:
1. Обоснованные граничные значения геофизических и пстрофизических параметров доя различных по составу и структуре емкостного пространства карбонатных пород нижнепермского возраста позволяют эффективно решать задачу выделения коллекторов.
2. Предложенный способ использования результатов лшшого-фадиального анализа позволил в изучаемом разрезе установить породы с повышенной концентрацией ВМК.
3. Разработанная методика определения содержания высокомолекулярных компонентов в нефтегазоковденсашых залежах по данным ГИС позволяет проводить оценку запасов углеводородов с большей достоверностью.
4. Установленная связь между количеством жидких углеводородов, сорбированных высокомолекулярными компонентами, и параметром ЯМТК, именуемым как «пористость глин», позволяет повыешь результативность интерпретации данных ядерно-магнитного томографического каротажа в разрезах, содержащих высокомолекулярные бшумоидные компонешы.
Практическая значимость. Разработанная методика оценки количественного содержания ВМК по данным ГИС позволит оценить их запасы и тем самым расширить ресурсную базу нефгегазоковденсатных месторождений с истощенными запасами традиционных вадов углеводородного сырья.
Апробация работы. Основные защищаемые положения работы были доложены на конференциях: Ш Всероссийской молодежной научно-практической конференции «Геопреспеюива-2009» (Москва, март 2009 года); VII и УШ Международных научно-практических конкурс-конференциях молодых специалистов «Геофизика-2009» и «Геофизика-2011» (Санкт-Петербург (Петергоф), октябрь 2009 и 2011 годов соответственно); УШ Всероссийской научно-технической конференции «Агауальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (Москва, февраль 2010 года); Международных юбилейных конференциях, организованных кафедрой Геофизических Информационных Систем РГУ нефти и газа: «Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы» (Москва, май 2010 года) и «Промысловая геофизика в 21-м веке» (Москва, ноябрь 2011 года); Всероссийской научно-практической конференции «Состояние и перспективы развитая вдерно-магнигных методов исследований нефтегазовых и рудных скважин, каменного материала и флювдов» (Тверь, июнь 2011 года).
Методические разработки автора были использованы в научно-исследовательских работах по договорам, заключенным между ООО «Центр высокомолекулярных технологий» и ООО «Газпром добыча Оренбург» в 2008-2012 гг. На основе результатов диссертации были даны рекомендации по комплексу ГИС в поисково-оценочной скважине.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 работ, в том числе 2 статьи в ведущих научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, шеста глав и заключения. Изложена на 219 страницах машинописного текста, включая 117 рисунков, 32 таблицы, список литературных источников из 114 наименований.
Работа выполнена на кафедре Геофизических Информационных Систем Российского Государственного Университета нефти и газа имени И. М. Губкина и в Лаборатории проблем освоения нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья ИПНГ РАН.
Автор выражает глубокую признательность научному руководителю дг.-м.н., профессору Золоевой ГМ. за постоянную поддержку и помощь при написании диссертационной работы. Неоценима роль в подготовке диссертации научного консультанта Скибицкой НА, кх.-мл, заведующей лабораторией проблем освоения нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья ИПНГ РАН, а также всего коллектива лаборатории, особенно, [Барамзиной ВА| и к.г.-м.н. Большакова МЛ Многими идеями по развито темы исследования автор обязана к.г.-м.н., доцешу Никулину БА (МГУ имени М.В. Ломоносова). Искреннюю благодарность диссертант выражает всему профессорско-преподавательскому составу кафедры ГИС РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина: д.т.н., профессору Сгрельченко ВВ., д.ф.-м.н., профессору Кожевникову ДА, кг.-м.н., доцешу Городнову АВ., кхн., доцешу Лазуткиной Н.Е., а также дх.-м.н., профессору кафедры литологии и системных исследований литосферы Постниковой О.В. за ценные советы и консультации при выполнении диссертационной работы.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи научных исследований, показана научная новизна и практическая ценность.
В главе 1 рассматривается современное состояние изученности высокомолекулярных компонентов нефтегазоконденсатных залежей. Приводятся определение понятия ВМК, соотношение этого понятия с геохимическим термином «бшумоиды», описание физических и химических свойств высокомолекулярных компонентов нефтегазоконденсатных месторождений, а также методов их изучения. Рассмотрены процессы, приводящие к образованию битумов в классическом понимании, а также новые представления об образовании асфальтенов, смол и масел в результате деструкции керогеоподобного вещества, сформированного в процессе преобразования органического вещества нефгематеринской карбонатной органогенной породы.
По мнению некоторых исследователей (Грачевский М.М., Кравчук АС., 1989 г.), в погребенных карбонатных постройках, заключено 40 % мировых запасов нефти и газа До недавнего времени органогенные карбонатные постройки рассматривались лишь как резервуары для скопления углеводородов (Багринцева К.И., Кузнецов В.Г. и др.). Однако многолетние исследования карбонатного вещества и высокомолекулярных бшумоидных компонентов таких крупных нефтегазоконденсатных месторождений, как Тенгизское, Карачаганакское, Оренбургское, Астраханское и др., позволили коллективу авторов (Дмитриевский АН., Скибицкая НА, Яковлева О.П., Кузьмин В А, Навроцкий О.К.) првдги к выводу, что сами карбонаты могут быть нефтегазоматеринскими породами. Массовое изучение пород этих месторождений методами растровой электронной микроскопии (Кузьмин ВА, Скибицкая НА, 2007 г.) показали, что карбонатное породообразующее вещество имеет полимерное органо-минеральное строение. Большой вклад в изучение нефтематеринских свойств карбонатных пород внесли Мишунина ЗА, Батурин В.П., Татарский В.Т., Бакиров АА и др.
Анализ основных требований органической теории к условиям формирования нефти и свойств погребенных карбонатных построек показал, что карбонатные постройки, в том числе рифы, могут иметь нефтегазогенерационный потенциал. Значительные количества органического вещества, консервирующегося в высокоемком карбонатном коллекторе, обеспечивают захороненным рифам начальный потенциал для образования углеводородов. Сохранению оггенерированных углеводородов способствует галогенная покрышка. Однако, для преобразования керогена в углеводороды необходима также энергия. Чаще всего в качестве движущей силы в образовании нефти и газа исследователи указывают на деятельность анаэробных бактерий (Гинзбург-Карагичева ТА, Бокова Е.Н., Мессинева МА и др.), каталитические свойства горных пород (Зелинский Н Д, Фрост АВ., Сатар-Заде И.С. и др.). Рад ученых считает определяющими факторами давление и темпера1уру. Соколов В А указывает также на роль радиоактивности пород при образовании углеводородов нефтяного ряда. Ученые-исследователи Оренбургского НГКМ (Скибицкая НА и др.) связывают деструкцию керогена с процессами радиоактивного распада урана, а также с потоками низкомолекулярных газов (водорода, метана) -продуктов дегазации Земли, восстанавливающими кероген до асфальтенов, смол, масел и далее до углеводородов нефтяного ряда.
Понятие «битум» до сих пор остается многозначным в определениях. В целом все имеющиеся толкования термина «битум» применяются для обозначения трех принципиально разных понятий (Словарь по геологии нефти и газа, 1988 г.):
- генетическое, включающее нефть и всю совокупность родственных нефги веществ - от метанового газа до высших анграксолигов;
- аналитическое, охватывающее сумму природных органических веществ, извлекающихся из породы растворителями (хлороформом, бензолом, петролейным эфиром и др.);
- техническое, включающее природные асфальты, продукты переработки нефти, дегтя и др., которые используются в качестве технического сырья в строительстве и дорожном деле.
Для упорядочения понятия «бшум» Вассоевичем Н.Б. (1975 г.) было предложено ту часть природных органических веществ, обязательным свойством которых является их растворимость в нейтральных органических жидкостях (бензоле, хлороформе, сероуглероде, петролейном эфире, ацетоне и др.) называть битулюидами. Согласно этому определению высокомолекулярные компоненты залежей углеводородов можно отнести к битумоидам, т.к. их выделяют из породы путем экстракции измельченной породы хлороформом и спирго-бензопом.
К высокомалекулярньш компонентам относятся асфальтены, смолы, масла и твердые парафины Основную долю ВМК продуктивных отложений Оренбургского НГКМ составляют масла, содержание которых в органическом веществе большинства образцов керна превышает 50 %. Количество твердых парафинов в среднем менее 6 %. Детая смол находится в пределах от 12 до 37 %. При этом среднее содержание спирго-бензольных смол выше, чем бензольных. Содержание асфальтенов варьирует в широких пределах - от 1 до 60 %, в среднем составляя 20 %. Методики оценки компонентного состава бшумоидов разработаны Корчагиной Ю.И., Четвериковой О.П., Силиной Н.П., Домановой Е.Г. и др.
При комнатной температуре все компоненты, за исключением масел, представляют собой твердые вещества. Парафины плавятся при температуре 50 - 60 °С, смолы - при 90 -110 °С, асфальтены
не размягчаются до температуры 150 °С. Элементный состав и плотность ВМК представлены в табл. 1. (Цмшриевский АН., Скибицкая НА, Зекель Л А, Навроцкий О.К. и др., 2010 г.).
Изучаемые высокомолекулярные компоненты характеризуются высокими содержаниями ванадия (до 955 г/т), никеля (до 265 г/т), серебра (до 2,36 г/т), молибдена (до 12,6 г/т), селена (до 0,41 г/г), галлия (до 30 г/г), которые в несколько раз превышают кларковые для земной коры. В работах коллектива авторов (Дмитриевский АЛ., Скибицкая НА, Зекеяь ЛА, Краснобаева Н.В., Кубышкин АП., Прибьшов АА, Шпирг МЛ., 2006-2007 гг.) отмечаются уникальные сорбционные свойства высокомолекулярных компонентов по отношению к газу и конденсату. Сорбция паров конденсата асфальтенами сопровождается сильным набуханием последних (увеличение объема составляет в среднем 2,2), что приводит к уменьшению динамического объема пор в пластовых условиях.
Таблица 1. Состав ВМК залежей углеводородов
Высокомолекулярные компоненты Элементный состав, % Плотность
С Н S N Od S+N+Od г/см3
Парафины 85,05 14,1 0,69 0,038 0,12 0,85 0,781
Масла 81,8 13,15 4,7 0,09 0,26 5,05 0,806
Легкие (бензольные) смолы 82,2 8,4 3,96 0,7 4,74 9,4 0,954
Тяжелые (спирто-бензольные) смолы 78,9 10,2 5,06 0,79 5,05 11,3 0,978
Асфальтены 78,6 9,16 5,97 1,13 5,12 12,23 1,125
В главе 2 содержится геолого-геофизическая характеристика нижнепермских отложений на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция охватывает восточную часть ВосточноЕвропейской платформы и Предуральский краевой прогиб, занимая площадь около 700 тыс. км2. С севера и востока она ограничена складчатыми сооружениями Тимана и Урала, с юга — Прикаспийской впадиной, а с запада —• Сыктывкарским, Котельническим и Токмовским сводами и восточным склоном Воронежской ангеклизы. Промышленные залежи углеводородов приурочены к девонским, каменноугольным и пермским отложениям. В них выделяется шесть основных продуктивных комплексов, приуроченных как к терригенным, так и к карбонатным отложениям палеозоя. Основные нефтяные месторождения—Ромашкинское, Туймазинское, Новоелховское; нефгегазоконденсатное — Оренбургское. Большое значение для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции имеют нефтегазоносные комплексы и горизонты девонского возраста. В нефтегазоносной области Татарского свода выявленная нефтегазоносность связана, в основном, с девонскими отложениями, на территории Бирской седловины и Жшулевско-Пугачевскош свода - с отложениями девона и карбона, Соль-Илецкого сюда - с отложениями перми и карбона (Словарь по геологии нефти и газа, 1988 г.).
Согласно выводам Кузнецова В.Г. (2003 г.), в нижнепермское время карбонаты были широко распространены. Раннепермские породы содержат значительные запасы газа, также в это время интенсивно накашивались биумовды. В пределах Волго-Уральской НГТ1 отложения нижней перми
имеют региональное развитие и нефтегазонасыщены на территориях Башкортостана, Татарстана, Удмуртии, Пермской и Оренбургской областей (Утопленников В.К. и др., 2000 г.).
Халимов Э.М. (1983 г.) выделяет Волго-Уршьскую битумоносную область, которая расположена на востоке платформы и приурочена к Волжско-Камской шггеклизе. Основные бшумовмсщшощие отложения - пермские. В нижнепермских отложениях открыты Сызранское, Багракеко-Костычевское, Первомайское, Енорусскинское, Никольское, Сугушлинское, Аксубаевское, Ерыкяинское месторождения битумов. Однако, наибольшее число залежей выявлено в терригенных отложениях уфимского яруса верхнепермского возраста. Различаются залежи бтумные (Мордово-Кармальское, Ашальчинское, Подлесное месторождения) и бтумные с газоносными пластами в своде и внутри залежи (Восючно-Чумачкинская, Северо-Кармалинская, Шешминская площади).
Анализ информации по месторождениям, приведенной в работе Халимова Э.М. (1983 г.), позволил выявить следующие основные черты битумных месторождений нижнепермского возраста Волго-Уральской Hill:
-большинство месторождений природных битумов приурочено к Жигулевско-Пугачевскому и Татарскому сводам, Мелекесской впадине;
- продуктивные пласты залегают на глубине не более 550 м;
- концентрация бшумов в среднем составляет 6 % по массе;
-вмещающие породы - органогенные и обломочные карбонаты, чаще это доломиты, затронутые вторичными процессами преобразования;
- пористость вмешзющих пород колеблется от 2 до 35 %, в среднем составляя 10-20 %;
- плотность бигумов варьирует от 0,91 до 0,965 г/см3.
Геологические запасы и ресурсы бигумов в отложениях нижней перми Волго-Уральской НГП оцениваются в 0,48 млрд.т. (при весовом содержании битума более 4 %) (Хисамов P.C., Боровский МЛ., Гагшпуллин Н.С., 2007). Запасы приурочены к территориям Татарстана, Башкортостана, Пермской, Самарской и Оренбургской областей. Верхнепермские отложения в совокупности (уфимский, казанский, татарский ярусы) содержат 1,67 млрд.т. природных бигумов.
На территории Волго-Уральской НГП нижнепермские отложения сложены, в основном, карбонатными породами. Коллекторы раннепермского возраста насыщены газом, газоконденсатом, нефтью, высоковязкими нефгями и бшумами. С целью выявления сходных и контрастных черт месторождений различного насыщения проанализированы следующие характеристики нижнепермских отложений (по работам Хисамова P.C. и др., 2007 г.; Каюковой Г.П. и др., 1999 г.; Утопленникова В.К. и др., 2000 г.; Масагутова РХ, 2007 г.; Скибицкой НА и др.):
1) цитологическая характеристика пород-коллекторов;
2) глубина залегания продуктивных отложений;
3) физико-химические свойства насыщающих коллекторы флюидов (вязкость, плотность, состав);
4) геофизическая характеристика отложений.
В качестве примеров рассмотрены бшумные месторождения Татарстана, газонефтяные месторождения Башкортостана и нефтегазоконденсатное Оренбургское месторождение, продуктивные породы которого являются объектом изучения данной диссертации. Проведенный анализ позволил сделать следующие выводы.
1. В пределах Волго-Уральской НГП нижнепермские отложения имеют региональное развитие и нефтегазонасыщены на территориях Башкортостана, Татарстана, Удмуртии, Пермской и Оренбургской областей. Наряду с нефтью и газом, в этот геологический период интенсивно накапливались бшумоиды. Процессы, приводящие к образованию битумов, на разных месторождениях могут быть различными.
2. Глубина залегания нижнепермских отложений возрастает с севера на юг Волго-Уральской НГП. В этом же направлении закономерно возрастает газоносность нижнепермских отложений, уменьшается бшумоносносгь. Величины плотности битумоцдных соединений уменьшается от 0,98 г/см3 в Татарстане до 0,92 г/см3 в Оренбургской области.
3. Продуктивные пласты, содержащие значительное количество бшумов, залегают на глубинах выше 500-600 м.
4. Для раннепермского времени характерно широкое распространение карбонатов. Коллекторами углеводородов в нижнепермских отложениях являются органогенные и обломочные карбонатные породы, эффективная емкость которых обусловлена процессами вторичного преобразования.
5. Высокой гамма-активностью по урану характеризуется сакмарский гамма-репер, хорошо прослеживающийся на Оренбургском НГКМ, а также на территориях Башкортостана и Татарстана.
Глава 3 посвящена обоснованию петрофизической модели пород-калшекгоров нижнепермского возраста ОНГКМ. Пегрофизические исследования керна, отобранного из скважин ОНГКМ, в разное время проводились специалистами ООО «Георесурс» НПФ «Оренбурггазгеофизика» (г. Оренбург), ООО «ВолгоУралНИПИгаз» (г. Оренбург), ВНИГНИ (г. Москва), Южно-Уральского отделения ВНИГНИ (г. Оренбург), ИПНГ РАН (г. Москва), НВНИИГТ (г. Саратов), ВНИГИК (г. Тверь), ООО «Цешр высокомолекулярных технологий» (г. Москва), ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (г. Москва). Основой для обоснования петрофизической модели пород-коллекторов нижнепермского возраста в представляемой работе послужили данные исследований керна параметрической скважины, вынос которого составил около 100%.
На образцах были выполнены стандартные и специальные лабораторные исследования. Для качественной привязки к материалам ГИС на большинстве образцов измерена естественная гамма-активность. Коэффициенты абсолютной и эффективной проницаемости, а также электрические свойства образцов измерялись параллельно и перпендикулярно напластованию. В комплекс специальных исследований входила оценка коэффициентов остаточной (стругаурно защемленной) газонасыщенносги и массовой концентрации высокомолекулярных компонентов.
Исследовано 883 образца. Коллекция образцов достаточно представительна и позволяет построить необходимые пегрофизические связи.
Коллекторы нижнепермского возраста имеют сложный состав матрицы, она представлена известняками, доломитами, местами сульфатизированными. Структура емкостного пространства осложнена трещинами различной ориентировки и кавернами. Коэффициент: пористости и проницаемости в артинском и сакмарском ярусах довольно низки, ассельский ярус имеет улучшенные коллекторские свойства. Согласно описанию керна, по всему разрезу нижнепермских отложений отмечено присутствие углеводородов нефтяного ряда и бшумов.
Средние значения фильтрационно-емкостных свойств, остаточной водо- и газонасыщенности, содержания высокомолекулярных компонентов представлены в табл. 2.
Таблица 2. Средние значения ряда петрофизических параметров по керну
Ярус К,„ % К„р, мД Ко, % Лго, % С«Д(/о °/о
Артинский 7,2 1 55,6 23,8 0,157
Сакмарский 4,8 0,5 61,1 24,9 0,252
Ассельский 7,6 6,5 42,3 35,1 0,100
По результатам анализов керна с целью детального изучения свойств пород-коллекторов были проанализированы различные связи типа «керн-керн», Кво керн 0/
Сопоставление коэффициентов остаточной водонасыщенносги с коэффициентами пористости отражает сложность состава пород и структуры емкостного пространства, о чем свидетельствует большой разброс точек. С целью выяснения причин такого разброса была проведена классификация пород. В соответствии с макро- и микроскопическим описанием керна, а также с учетом расположения точек на сопоставлении Кю = /(К„) были выделены четыре класса пород (рис. 1).
1 класс - породы со сверхкапиллярной и микрокавернозной пористостью, имеющие значения Кж < 45% и Л"„>5%;
2 гаоес - породы с преимущественно межзерновой (капиллярной) пористостью с диапазоном изменения /С» от 20 до 90-100 % и /С, от десятых долей процента до 22 %;
класс - тонкопористые порода с величинами К„ от 12 % до 25 % и выше и Л«, от 30 - 40 % до 80 % (типа мелоподобных); 4 класс - трещиноватые породы сК„<2%пКж< 60%.
Для подтверждения выделенных классов были проанализированы петрографические описания пород в шлифах. Вышеописанная классификация была использована при анализе основных петрофизических связей: =/ (К,), Р„ =/ (К,) и Р„ =/ (Ку. Для оценки граничных значений фильтрационно-емкостных свойств был применен стандартный подход - с использованием сопоставлений К„ с К*!' и Кщ, с К,^. Граничные значения определены для пород 2 и 3 классов (табл. 3). Породы 1 я 4 классов имеют каверны и трещины, которые уже обеспечивают породе высокую проницаемость.
Таблица 3. Граничные значения К„ и К,р для межзерновых пород-коллекторов
Параметр К„, % Кпр, мД
Ярус 2 класс 3 класс 2 класс 3 класс
Артинский 3 8 0,07 0,2
Сакмарский 3 9 0,06 0,3
Ассельский 2,5 10 0,1 0,1
Кп керн,%
і 1 класс о 2 класс Ф 3 класс а 4 класс
Рис. 1. Сопоставление коэффициента остаточной водонасыщенности с коэффициентом пористости по керну (на примере артинского яруса, 203 образца).
В главе 4 изложены результаты исследований, направленных на усовершенствование методики выделения коллекторов с различной сгруиурой емкостного пространства и оценки общей пористости и ее компонент по данным ГИС. В продуктивной толще ОНГКМ выделяют 5 типов коллекторов: поровый, каверново-поровый, каверново-трещинно-поровый, порово-трещинный и трешинный (Вареничева Н.И., 1973 г.). Выделение вышеуказанных типов коллекторов по данным геофизических исследований скважин является трудной задачей. Это связано, в основном, с ограниченностью комплекса ГИС. На данный момент специалистами ООО «ВолгоУралНИПИгаз» при построении моделей ОНГКМ используется классификация пород-коллекторов с выделением трех основных типов: трещинный с непроницаемой матрицей, трещино-поровый с проницаемой матрицей и поровый. Методики выделения этих типов коллекторов и оценки коэффициентов пористости разработаны специалистами ВНИГИК (Боярчук А.Ф. и др., 1994 г.). В основе методики лежат данные статистической обработки данных испытаний и ГИС более чем по 300 скважинам. Породы относят к коллекторам, если на диаграммах БК и МБК присутствуют признаки фильтрации. Дальнейшее разделение на типы производят с использованием значений коэффициентов пористости, определенных либо по индивидуальной интерпретации НТК, либо по комплексу НГК+АК+ГТКп. К трещинным коллекторам относят породы с К„ < 3 %, к трещинно-поровым - 3 % < К„ < б %, к поровым -К„> 6%. Выделяют также коллекторы с улучшенными фильтрационными свойствами (рМБК < 60 Ом*м, К„> 6 %) и поровые слабопроницаемые коллектора (высокие значения водородосодержания, но признаков фильтрации нет).
В исследуемой параметрической скважине проведен расширенный комплекс промыслово-геофизических исследований: стандартный каротаж, радиометрические (НТК, ГК, ГГКп, СПС, ИННК), электрические (БК, МБК, МКЗ, ИК, БКЗ), акустические (АК, АКШ) и ядерно-магнитные (ЯМТК) методы. Дня большей части эксплуатационных скважин Оренбургского НГКМ характерен ограниченный комплекс ГИС, включающий следующие методы: КВ, ПЗ, ГК, НТК, БК Во многих скважинах имеется запись МБК, в некоторых - АК
Выделение коллекторов. В изучаемом разрезе в ряде случаев отсутствуют прямые качественные признаки коллекторов. Присутствие в разрезе пород с межзерновой, межзерново-кавернозной и трещинной структурой емкостного пространства, сложный состав матрицы изучаемых отложений (доломиты, известняки, их переходные разности, присутствуют птпс и ангидрит), а также наличие битумовдов в породах затрудняет решение задачи выделения коллекторов.
Применение граничных значений коэффициентов пористости возможно лишь при разделении меиоерновых пород на классы с учетом размера пор. Выделять топкопоровые породы среди межзерновых автором предлагается на основе геологической интерпретации данных ЯМТК
Признаком трещинно-кавернозных и межзерново-кавернозных коллекторов является наличие вторичной пористости. К коллекторам отнесены те породы, трещинно-каверновая пористость в которых превышает погрешность определения ее по комплексу ГИС. Для реализации данной методики автором были оценены величины относительных погрешностей определения величин коэффициента общей пористости ¿Кпобщ И Коэффициента пористости по акустическому методу дипЖ-
Окончательное решение о принадлежности пород в изучаемом интервале к коллекторам принималось в результате комплексной качественной и количественной интерпретации данных ГИС.
Определение минерального состава пород, общей пористости и ее компонент. Анализ геологического описания керна показал, что наиболее сложным составом характеризуются породы артинского яруса Для пород этого возраста была опробована методика классификации объектов (КОЮ), разработанная в РГУ нефш и газа (автор Нейман ЕА). С учетом информации литшого-петрофизического описания и изучения керна было выделено 4 класса пород: класс А - загипсованные доломиты; класс Б - доломигазировшшые известняки; класс В - анщдригизированные доломиты; класс Г- известняки и ангидритизированные известняки. Для каждого из выделенных классов установлены геофизические критерии.
Согласно литшогическим описаниям керна, отложения сакмарского и ассельского ярусов сложены известняками и доломитами. Двухкомпонешный состав пород позволил производить определение содержания в породе минеральных компонент по двум методам ГИС - HTM и ГТМп. Результатом комплексирования этих методов также является общая пористость пород.
Межзерновая пористость оценивалась с помощью данных акустического метода. Этот метод также дает возможность оценил, струиуру порового пространства пород и выделил, основные типы коллекторов. Для исследования пород по методике Добрынина В.М. (1991 г.) бьши построены палетки с учетом характеристик разреза: для чистых известняков, доломитов и доломигизированных известняков. Результаты интерпретации подтвердили наличие в изучаемом разрезе трех типов пород-каплеторов: межзерновых, трещинных и межзерново-кавернозных.
Недостатком комплекса АК+РК явилась невозможность выделения в разрезе тонкопористых пород (3 класс при петрофизических исследованиях). В этой связи анализ данных, приведенных на рис. 2 а, где показано сопоставление и Кш
Кво ямтк, % 100
, полученных по результатам скважинных исследовании, Кво ямтк, %
Д*® \ Д......V....... \................
Vi\ \ \
\ \ \ V .. V......Л... "V............ .....ч..........
\ ®\ V \ \
• Y А \ _________.> ^ . Л . l"........V...... \ ♦ \
\ 4 ..............V >Д О \1
\ \ Dl ^ ..... \ 1 ^ч >........... <>
......X'..... % ..... ч ч \ S
100 90 80 70 60 SO 40 30 20 10 0
—от- Q0I .......А.а... ^ \ д......д. ....¿\................
\ о \ \ ; V
"\.......\ .....г л.............
\ о \ » \ \
\ в У \ Ч V........\...... Л О V
ч ___________ ...л,...........
^ \ зг V...... \ \.0 4 V v
\
Tv. ч
0 5 10 15 20
Кпо ЯМТК, % ♦класс А о класс Б о класс В а класс Г
5 10 15
Кпо ЯМТК, %
♦ класс А о класс Б а класс В А.классГ
а б
Рис. 2. Сопоставление коэффициентов остаточной еодонасыщенности и коэффициентами открытой
пористости по данным ЯМТК. а - Кв?**™рассчитан с учетом пористости глин; б - КюШГКрассчитан без учета пористости глин.
выявил преимущество ЯМТК. Породы, характеризующиеся тонкопористой структурой по результатам исследований керна (3 класс) и выделенные в класс А по программе КОЮ (загипсованные доломиты), располагаются правее остальных классов. Такую же тенденцию наблюдали при сопоставлении Кт с К„ по данным стандартных исследований керна (рис. 1).
Приведенное по данным ЯМТК сопоставление Kt,=f(K^ (рис. 2 а) позволяет сделать также следующий вывод. Цитологические типы пород, принадлежащие классам А, В, Г являются потенциальными коллекторами. Породы класса Б могут быть как коллекторами, так и неколлекгорами (при/С» >80%).
Изучение влияния ВМК на показания ЯМТК (см. ниже гл. 6) показало, что при оценке коэффициентов остаточной водонасыщенности и общей пористости по данным этого метода следует исключать при расчетах Кж параметр «пористость глин», так как он связан с сорбированными жидкими углеводород ами и не может характеризовать наличие связанной воды. В то же время стоит отметить, что после пересчета параметра kJ'wk какого-либо существенного изменения при разделении пород на классы не наблюдали (рис. 2 б).
Таким образом, в предлагаемой методике оценки коэффициентов пористости и выделения коллекторов содержатся следующие усовершенствования по сравнению с разработанными ранее:
1) опробован способ оценки минерального состава матрицы пород арганского яруса на основе выделения классов в многомерном пространстве геофизических признаков;
2) оценена погрешность определения величин коэффициентов общей и межзерновой пористости при выделении пород-коллекторов с вторичной емкостью по комплексу АК+НГК+ГТКп;
3) предложен способ выделения межзерновых тонкопоровых пород с привлечением данных ЯМТК.
В главе 5 изложена методика вьщеяения пород с высокой концешрацией высокомолекулярных компонентов в нефгегазоконденсатных залежах на основе лтшого-фациального анализа. Основанием для их использования послужило наличие взаимосвязи между содержанием ВМК и литшогаей пород, что согласуется с теоретическими представлениями о влиянии органического вещества на скорость процессов преобразования пород (Багринцева К.И., 1999 г.; Скибицкая H.A., 2007 г.), а также сингенетичность и малоподвижность ВМК
Изучению отложений ОНГКМ, в том числе по данным литшого-фациапьного анализа, посвящено много работ (Пантелеев A.C., 1997 г, Ярошенко A.B., 2004 г.; Жемчугова В.А., 2007 г. и др.). Согласно этим работам, отложения Соль-Илецкого сюда Оренбургской области сложены породами склоновой фации и мелководной лиго-фациальной зоны, в которой образуются преимущественно биогермные известняки и вторичные доломиты (зона развили органогенных построек). Органогенные постройки юга и юго-востока Оренбургской области раннепермского возраста могут бьпь отнесены к типичным рифам и биогермам, в составе породообразующих организмов которых преобладают известковые водоросли и мшанки. Также пермские рифы имеют четко выраженную фаниальную зональность. Коллектив авторов (Скибицкая НА и др., 2007 г.), предполагает, что карбонаты ОНГКМ имеют сложное минерально-органическое полимерное строение, и приобрели они такие свойства в результате захоронения и лишфикании карбонатной постройки.
Для определения условий седиментации пород исследователи широко используют материалы геофизических исследований скважин. Качественные каротажные модели для выявления условий
осадконакопления в 50-60-х гг. разрабатывались рядом зарубежных ученых: Р.Г. Нанцем, Дж.Р. Паркером, Р.Ч. Сеяли, СДж. Пирсоном, Дж.К. Тейлором. Методика литолого-фадиальной и палеогеографической реконструкции для вьщеления, картирования и локального прогнозирования литалогических ловушек с помощью элеетрокаратажа скважин разработана Муромцевым B.C. (1984). Комплексный анализ геофизической информации для выявления показателей обстановок осадконакопления, таких как: парагенезис литогипов, структура, текстура пород, их соотношение в разрезе, предложен Изотовой Т.С., Денисовым С.Б., Вецдельштейном Б.Ю. (1993 г.).
В последней работе подробно рассмотрены геофизические критерии выделения фациальных зон рифогенных образований. За основу принята схема распределения фаций Дж. JI. Уилсона (1980 г.). Рифовый комплекс состоит из предрифовой части (бассейновые, шеяьфовые фации, фации края впадины и передового склона карбонатной платформы), ядра рифа (рифовый фациальный пояс) и зарифовой части (фации волновых песков края платформы, морской платформенный фациальный пояс, фации ограниченной циркуляции мелководных отшнурованных бассейнов и лагун, эвапориты платформы). Каждая из анализируемых фаций имеет характерный образ на восьмилучевой диаграмме, построенной с использованием рада геофизических характеристик, а именно: рж, р*®^, Л!^ Aly, Д , К„ и Т„ (текстурный коэффициент, отражающий степень дифференциации кривых бокового каротажа). В вышеназванной работе приводится геофизическая, петрофизическая и лигологическая характеристика фаций.
Данная методика выделения фаций по геофизическим критериям была использована автором применительно к изучаемому разрезу. Для лучшего понимания был рассмотрен весь разрез, вскрытый параметрической скважиной (нижняя пермь, верхний и средний карбон). В разрезе нижнепермских отложений по данным параметрической скважины выделено 7 однородных по геофизическим характеристикам интервалов, включая покрышку из ангидрита, в толще средне- и верхне-каменноушльных отложений - 5 интервалов. Для каждого интервала построены лучевые диаграммы, где входными параметрами былирж,р^, Л1щ, Aly, Da К„ и Гю дополненные характеристикой пород по спектрометрическому гамма-методу (U, К, Th). Данное дополнение позволяет разделить вклад в интегральную гамма-активность органического вещества, сорбирующего уран, и глинистого материала. Однако, используемая методика не учитывает вторичные преобразования пород. В этой связи для интервалов разреза, имеющих характеристику той или иной фациальной зоны, но при этом отличающихся наличием доломитизации, либо разуплотнения пород по сравнению с вмещающими осадками, было принято уточненное название «вторично преобразованные».
На основе литературных данных, накопленных знаниях о свойствах разреза, а также схожести геофизических характеристик различных интервалов в изучаемом разрезе были выделены следующие фации:
- волновых песков края платформы;
- морской платформенный фациальный комплекс;
- фации ограниченной циркуляции мелководных отшнурованных бассейнов и лагун;
- эвапориты платформы и переходные к ним фации.
При этом учитывалась информация о несогласном залегании арпшско-сакмарских отложений на ассельских, а также положение глинистых прослоев в разрезе. Несогласное залегание пород
свидетельствует о перерыве в осадконакоплении, чш может привести к последовательному залеганию пород с контрастными свойствами. Глинистые прослои ¡шляются индикаторами максимального затопления осадков.
Выделенные фации формируют зарифовый комплекс пород. Среди них были выявлены интервалы вторично преобразованных карбонатных пород.
Анализ сопоставлений массовой и относительной концентраций ВМК с гамма-активностью по урану и минералогической плотностью позволил установить, чш максимальной концентрацией высокомолекулярных компонентов характеризуются породы, принадлежащие фациям ограниченной циркуляции мелководных отилнурованных бассейнов и лагун. Эш условия наиболее благоприятны для накопления органики. Такие породы характеризуются повышенной (по сравнению с фоновой) гамма-акшвносгью, низкими коэффициентами пористости, высокими удельными электрическими сопротивлениями, имеют извеспсовисшй состав матрицы. Они слагают верхнюю часть сакмарского гамма-репера, а также подреперную зону сакмарского яруса Важно, что для пород этой фации, отнесенных к вторично преобразованным, характерно снижение концентрации ВМК
Выделенные фации разделяются в поле геофизических параметров, получаемых при проведении стандартного комплекса ГИС по характерным значениям водородосодержания, интегральной гамма-акгивности, удельному электрическому сопротивлению (УЭС) по боковому каротажу.
В изучаемом разрезе было проведено выделение пород с высоким содержанием керогена по данным ГИС. По данным химического анализа керна (Зекель ЛА, Навроцкий О.К. и др., 2011 г.) керогеноподобный нерастворимый органический полимер в породах карбонатных газонасыщенных продуктивных отложений ОНГКМ характеризуется атомным соотношением НУС = 1,43 и О/С = 0,14. В соответствии с классификацией керогенов Ван Д. Кревеяена (1960 г.) изучаемое вещество относится к керогенам П типа. Для керогена типа П характерна высокая радиоактивность, т.к. он организован на основе продуктов жизнедеятельности бактериальных форм, имеющих высокую сорбционную способность по урану.
С современных позиций основным требованием, предъявляемым к фактической или потенциальной материнской породе, является наличие в ней нерастворимого органического вещества (керогена) с определенными концентрациями: до 0,5 % в тсрригенных и до 0,3 % в карбонатных отложениях (Былинкин Г.П., 2000 г.).
Кероген типа П, содержащийся в изучаемых породах, имеет высокий нефтегенерационный потенциал. Способность органического вещества, формирующего кероген этого типа, накапливать уран позволяет выделять керогенонасьпценные породы по повышенным показаниям ПС Такой характеристикой обладают породы фаций ограниченной циркуляции мелководных отшнурованных бассейнов и лагун. Наличие керогена здесь подаверяодается также совместным анализом материалов изучения пород в шлифах и данных петрофизических и геохимических исследований (Бурханова И.О., 2009 г.).
Экспресс-оценка содержания керогена в породах основывалась на следующих его физико-химических свойствах: кероген имеет высокое водородосодержание и не растворим в органических растворителях. Это означает, что наличие керогена в породе отразится на значении суммарного водородосодержания, но его присутствие не будет отражено в величинах открытой пористости по керну.
Разность данных величин с учетом водородного индекса керогена дает возможность оценил, его содержание в породе Кщ, Такая оценка возможна только в чистых известняках, т.к. доломитизация, анщлритизация или сульфатизация приведут к изменению водородосодержания. Водородный индекс керогена изучаемых отложений, по аналогии с керогеном баженовской свиты, был принят равным 0,8 (Вендельштейн Б. Ю., Царева Н. В., Костерина В.А., Соколова Т.Ф., 2001 г., 2009 г.). Обоснованность этого утверждения основывается на сходности элементных составов данных веществ: кероген баженовской свиты содержит 7,0-8,5 % водорода (Конюрович ВА, 2001 г.), кероген Оренбургского НГКМ - 8,4 % (Зекель Л А, Навроцкий О.К. и др., 2011 г.).
Среднее объемное содержание керогена в породах фации ограниченной циркуляции мелководных отшнурованных бассейнов и лагун, оцененное по разнице величин водородосодержания и коэффициента открытой пористости по керну, составило 13 %.
Глава 6 посвящена разработке методики оценки количественного содержания ВМК в породах ОНГКМ. В первом разделе главы даны определения понятий, используемых в работе, с позиций лабораторных способов изучения количественного содержания органического вещества в породах. Высокомолекулярные компоненты нефгегазоконденсатных месторождений представлены асфальтенами, смолами, маслами, парафинами, которые получают из породы путем экстракции хлороформом дробленой породы. То есть по химическим свойствам ВМК относятся к битумоидам -той части природных органических веществ (ОВ), обязательным свойством которых является их растворимость в нейтральных органических жидкостях. Нерастворимую часть органического вещества называют керогеном. Измеряемая в лаборатории величина остаточной нефтенасыщенности (ОН) включает в себя жидкие углеводороды нефтяного ряда и ВМК, т.к. ее выделяют из породы способом экстракции растворителем (ортоксилсшом и спирто-бензолом). Однако определенную подобным методом смесь углеводородов с точки зрения современных исследователей правильнее именовать «матричной нефтью». Главное отличие понятий «матричной нефти» от «остаточной нефти» заключается в представлениях об их генезисе: если первая образовалась, предположительно, непосредственно в содержащей ее карбонатной породе и сингенетична ей, то вторая мигрировала в коллектор из нижележащих нефтематеринских толщ.
Второй раздел посвящен анализу результатов геохимических исследований, проводимых на образцах пород ОНГКМ с 1978 г. Было установлено, что до 2005 г. по данным лабораторных измерений, в основном, получали величины коэффициентов остаточной нефтенасыщенности, либо концентрации высокомолекулярных компонентов на образцах с визуальными битумопроявленими. Только начиная с 2005 г., геохимические исследования по определению концентрации ВМК в породах проводились на представительной коллекции керна. В этой связи в диссертационной работе были использованы данные по изучению керна с 2005 по 2011 гг.
В третьем разделе приведен обзор существующих методик оценки содержания битумов в породах (Кбит). Большая часть работ основана на исследованиях терригенных отложений уфимского яруса верхнепермского отдела, вскрытого скважинами на территории Татарстана. Критерии разделения коллекторов по характеру насыщения на битумонасыщенные, водобшумосодержащие и водоносные основываются на комплексировании данных БК и ВДК. Была установлена линейная зависимость диэлектрической проницаемости от объемной влажности пород, которая позволяла оценивать Кбит при
имеющихся определениях коэффициентов пористости, а также получены уравнения для оценки объемной бшумонасыщенносги по данным электрометрии (Кадысев Ю.П., Томашевская А.И., Творогов Н.С., Чухвичев ВД, 1979-1981 гг.). Учеными кафедры ГИС РГУ нефти и газа имени ИМ. Губкина (Кожевников ДА, Лазуткина Н.Е., Петров ГА, Соколова Т.Ф., 2001 г.) бьиа усовершенствована методика выделения битумонасыщенных интервалов и оценки коллекгорских свойств уфимских отложений Татарстана, применены методы адаптивной интерпретации данных нейронного метода, а также использовано ингерпрегационно-алгоршмическое обеспечение шмма-метода. Разделение коллекторов по насыщению проводилось с помощью программы классификации пластов (КОБО) по совокупности геофизических данных и петрофизических параметров.
Для изучения сложных карбонатных коллекторов нижнепермского возраста предложено комплексирование методов расширенного комплекса ГИС (Яковлев Г.Е., 2003). Наиболее информативными названы методы ВДК, БК, АК, ЯМК, МКЗ и KHK.
В четвертом разделе изложена методика оценки ВМК в изучаемых породах нижнепермского возраста ОНГКМ. В 2003 году на Оренбургском НГКМ были оценены запасы бшумоидов на основе связи между массовой концентрацией ВМК (От) с коэффициентами пористости пород по керну (Полшыкина МА, Скибицкая НА, 2003 г.). Однако, полученная эмпирическая связь основывалась, главным образом, на результатах определения величин содержания остаточной нефти в породе, тогда как ВМК являются частью остаточной нефти. Таким образом, возникла необходимость разработки методики для оценки содержания именно высокомолекулярных углеводородных соединений. В связи с тем, что в скважинах изучаемого месторождения проводится, в основном, стандартный комплекс ГИС, одним из условий при разработке методики было использование информации, полученной данным ограниченным комплексом. Кроме того, следовало учесть влияние ВМК на смачиваемость пород, а также их способность сорбировать естественные радиоактивные элемешы. Таким образом, в первую очередь, анализировались электрические и радиоактивные свойства пород.
В работе использованы три характеристики концентраций ВМК нефтегазокоцденсатных залежей: массовая (Q, объемная (К) и относительная (//). Они связаны следующими соотношениями:
где За, и Д, — плотности, соответственно скелета вмещающей породы и рассматриваемого компонента (к). При расчетах отношение 4А принималось равным 2,6 для ВМК и 3,2 для ОН.
В исследуемой параметрической скважине был проведен спеюральный ГК с выделением урановой, калиевой и торцевой компонент. Наблюдается высокий коэффициент корреляции между интегральным ГК и вкладом урановой компоненты, показания кривых для тория и калия близки к фоновым практически по всему разрезу.
Сопоставления относительной концентрации ВМК с интегральной радиоактивностью по ГИС и по керну имеют идентичный характер. Здесь были выделены три группы пород (рис. 3). Первая и вторая группы представлены породами аргинского, ассельского и большей части сакмарского ярусов. Для них отсутствует связь относительного содержания высокомолекулярных компонентов с естественной радиоактивностью пород.
Пк =KJ(Kk+KJ,
(О (2)
рж
со
10
Р О
0,1
3 группа
Л вш=0,09 Iу Я = 0,63
2,24
Для пород третьей группы ^ 100 наблюдается отчетливая зависимость У]йж от радиоактивности. Породы этой группы принадлежат сакмарскому реперу, который выделяется среди вмещающих пород высокой гамма-активностыо, в основном за счет урановой компоненты (рис. 4). Репер прослеживается по всему месторождению.
С целью объяснения аномальных свойств данного объекта были изучены описания шлифов. В процессе изучения были выделены несколько образцов с высокой радиоактивностью и значительными расхождениями
коэффициентов пористости по шлифам и данным керна. Согласно описанию, поры в шлифах заполнены органическим веществом. Однако содержание ВМК по данным керна невысокое. Это можно объяснить тем, что ОВ пор представлено керогеноподобным веществом, которое не извлекается из образцов керна при их экстрагировании, поскольку оно нерастворимо в органических растворителях.
10
15
20
25
артинскии ярус
Радиоактивность по керну, мкР/ч
~ сакмарский ярус О ассельский ярус
Рис. 3. Сопоставление относительной концентрации ВМК г/ат с радиоактивностью по керну.
Рис. 4. Геофизическая и петрофизическая характеристика пород сакмарского репера.
Для остальных пород (1 и 2 группа на рис. 3) были проанализированы сопоставления относительной концентрации ВМК с параметром относительного сопротивления Рц в породах-
коллекторах, рассчитанного по формуле Ра-р^/рф, где р^ - кажущееся электрическое
сопротивление пласта по микробоковому каротажу, рф - УЭС фильтрата бурового раствора (рис. 5 а). Микробоковой метод использовался в связи с тем, что он исследует промьпую зону пласта. Газ оттесняется фильтратом бурового раствора в глубь породы, в результате чего газонасыщенность пласта-коллектора не будет оказывать влияние на рк№к. В то же время ВМК остаются в зоне проникновения.
Сопоставление Р„, измеренного на кернах, и К,11к не проводилось ввиду несоответствия результатов измерения сопротивления пород в пластовых и лабораторных условиях.
На сопоставлении (рис. 5 а) выделены две группы пластов с разным характером связи Ро=/(Чык), разделяющихся величиной относительного сопротивления Ро, равного 1000. Для группы I значение Ро в основном выше зной величины. Диапазон изменения параметра Ро в группе П составляет от 10 до 1 ООО. Полученному граничному значению относительного сопротивления (Ро =1000) соответствует коэффициент пористости, равный 6 %. В качестве подтверждения на рис. 5 б показано сопоставление Ро=/(івт) ДЛЯ пород с К„ по керну выше и ниже 6 %.
I группа Р0 (МБК) = 540*Г|вмк И = 0.71
10
II группа Р0 (МБК) = 66*Г]вмк і = 0.64
5 0.1 1 10 100
Относительная концентрация ВМК Т]вмк, %
э артинский ярус • сакмарский ярус ассельский ярус
а
•........... . ;...... •
0 >
1 " Ї ;!: • V
• • ... *
• • V |?МІ .....і :..;..„[
.....
! ■ ІХІІ__і
ю
0.1 1 10 Относительная концентрация ВМК Т}вмк, 1
• Кл<6% • Кп > 6 % б
Рис. 5. Сопоставление параметра относительного сопротивления Ра по МБК с
относительной концентрацией ВМК а - дифференциация пород по ярусам; б - дифференциация пород по величине К„.
Таким образом, в результате исследований для пород сакмарского репера была установлена достаточно тесная корреляционная связь мем^ду показаниями гамма-метода и относительного содержания ВМК Для пород артинского, ассельского и низов сакмарского яруса получены связи Ро=/(1а\гк) для пород с пористостью выше и ниже 6 %.
В пятом разделе главы рассмотрены способы оценки достоверности разработанной методики. Для апробации полученной методики необходимо располагать материалами определения массовой концентрации ВМК на образцах керна, отобранного из других скважин. Однако основная часть этих данных имелась в горизонтальных скважинах (ГС), комплекс геофизических исследований в которых отличается от комплекса, проводимого в вертикальных скважинах (ВС). Поэтому апробация
проводилась путем построения связей Ро=/(Цащ) и по данным ГС с дальнейшим их
сопоставлением с ранее полученными связями для ВС.
Автором проанализированы данные по 40 горизонтальным скважинам, пробуренных на Оренбургском нефтегазоковденсатном месторождении, из которых суммарно отобрано 144 м керна. На дату проводимых исследований достаточным количеством определений Свж было охарактеризовано 22 скважины.
Изучаемые горизонтальные скважины расположены в западной и восточной частях месторождения и вскрыли нижнепермские отложения. Скважины западной части в основном вскрывают породы сакмарского яруса, скважины восточной части - артинского яруса нижней перми, и только одна скважина вскрыла породы ассельского яруса. Исследования на керне показали, что петрофизические модели пород западной, восточной и центральной частей месторождения не имеют принципиального различия (Скибицкая НА, Бурханова И.О., Марутян О.О., Пролиско В.В., 2011 г.).
На первом этапе была осуществлена привязка образцов керна, отобранных в горизонтальных скважинах, к диаграммам методов ГИС. Для привязки использовали результаты определений естественной радиоактивности пород и открытой пористости. Сопоставление радиоактивности, измеренной на кернах, с гамма-активностью пород по данным гамма-метода в горизонтальных стволах показало, что измеренная интенсивность /кпоГКв два раза превышает 1Гпо керну.
Данное несоответствие объясняется тем, что лабораторная измерительная установка была откалибрована по кривой ГК вертикальной скважины, полученной с помощью аппаратуры СРК, в то время как в горизонтальных стволах геофизические исследования проводятся с помощью комплексных автономных приборов, в частности при изучении ОНГКМ использовалась аппаратура АМК-Горизонг. В комплексный скважинный прибор входят зонды радиоактивного каротажа (ГК, НТК, 2ННКт), 4 симметричных градиенг-зовда, зонд акустического каротажа и инклинометр.
На изучаемом месторождении кроме аппаратуры СРК в вертикальных скважинах применялись и другие виды аппаратуры радиометрии: ДРСТ-3, ДРСТ-1, НГПС-62. Отсюда возникает необходимость при проведении анализа физических свойств пород, в частности естественной радиоактивности, использовать универсальный параметр, определяющий свойство пород независимо от типа прибора, его метрологических характеристик, условий измерения, конструкции скважины и т.п., а также от того, измерен данный параметр на керне или в условиях скважины.
Задача приведения данных ГК к универсальным единицам была решена Кожевниковым ДА (1989 г.) путем перехода к урановому эквиваленту.
После приведения показаний ГК, измеренных в горизонтальных скважинах и величин естественной радиоактивности по керну к единицам уранового эквивалента иг наблюдалось хорошее совпадение сравниваемых данных по абсолютным величинам.
В результате привлечения информации по горизонтальным скважинам, вскрывшим отложения сакмарского репера, к построению связи интегральной гамма-активности с относительной концентрацией ВМК выяснилось, что характер полученной зависимости 1у=Ац<ак) удовлетворяет скважинам как центральной, так и западной части изучаемого месторождения.
Аналогичная процедура выполнялась для метода сопротивления. Здесь было необходимо сопоставить величины удельных электрических сопротивлений, зарегистрированных в вертикальных
и горизонтальных скважинах разными типами аппаратуры. Для этого проводили сравнение разрезов параметров К„ и 1Г в горизонтальных и ближайших к ним вертикальных скважинах в интервалах, где имели оценки Саш в ГС. При близких величинах К„ и 1Г осуществляли расчет относительных сопротивлений р™«1*"™ и Р0ШК. Учитывая тот факт, что при бурении вертикальных скважин использовали глинистый раствор, а при бурении горизонтальных скважин полимерную промывочную жидкость, создающую пленку на стенках ствола скважины и не проникающую в породу, при расчете Ро в ВС в качестве удельного сопротивления поровой жидкости принимали рф, а в ГС - удельное сопротивление пластовой воды рв.
Сопоставление р0АМК-ГсРваит _ относительного сопротивления Ро по МБК
с относительной концентрацией ВМК цшк позволяло использовать данные, полученные в по данным вертикальной
горизонтальных скважинах, для уточнения связи параметрической и горизонтальным
РГ = ЯЪт)> построенной по материалам эксплуатационным скважинам (К„> 6%).
вертикальной параметрической скважины (рис. 6).
Апробация разработанной методики проведена также в двух вертикальных скважинах.
Шестой раздел главы посвящен анализу информативности данных ЯМТК для решения поставленных задач. В исследуемой параметрической скважине данные ЯМТК были записаны аппаратурой ООО «Нефтегазгеофизика». Разработчики приборов и методики интерпретации данных ЯМТК (Хаматдинов Р.Т., Мшюшин Е.М., Барляев В.Ю., Мурцовкин В.А., Малинин А.В., 2004 г.) называют следующие факторы, влияющие на достоверность определения коэффициентов общей и открытой пористостей (приводящие к занижению /С6"' и К,я"™5):
1) высокая газонасыщенность в зоне исследования;
2) наличие неподвижного битума;
3) неполная регистрация пористости глин и каверн.
В процессе анализа данных ЯМТК, проведенного в разведочной скважине центральной части Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, выяснилось, что для пород с по
комплексу ГИС ниже 6 % наблюдается завышение К,,06"1 по ЯМТК более чем на 2,5 % абс.
Для выяснения причин данного несоответствия были рассмотрены основные водородосодержащие компоненты горной породы, сигнал от которых вносит вклад в суммарное время поперечной релаксации Т^.
Величины сигналов от пленочной воды находятся в интервале времен релаксации, соответствующих параметру ЯМТК, интерпретирующемуся как пористость, занятая капиллярно-связанной водой Л"„ш'ьж. Ввиду малости радиуса исследования ЯМТК (й^. = 8 см), динамический объем
а шоо
да
4
Ш» :
Относительная концентрация ВМК Т|вмк, %
® Кп > 6 % (ВС) ■ Кп > 6 % (ГС)
Рис. 6. Сопоставление параметра
пор в результате проникновения бурового раствора занят фильтратом. Значительную долю объема пор занимает остаточный газ, водородосодержание которого существенно ниже, чем у воды и нефти.
К моменгу начала измерения времени поперечной релаксации 7} релаксация протонов водорода, входящих в состав неподвижных молекул (гипс, бигумоиды), уже завершается, и они не вносят вклад в общий сигнал. Однако, было выявлено, что высокомолекуляр! ыс бшумоидные компоненты, входящие в состав субкапиллярной карбонатной матрицы, способны набухать в углеводородах за счет явления сорбции. Сорбция паров углеводородов высокомолекулярными компонентами приводит сначала к набуханию, а затем к постепенному снижению вязкости ВМК вплоть до жидкотекучеш состояния. Следовательно, последние могут вносить вклад в регистрируемое 7}.
Суммарное время поперечной релаксации зависит от времен объемной Т2.об и поверхностной Тг„п релаксаций:
О)
т т т
' 2 12.об 1 2,нов
Чаще всего при интерпретации вклад объемной релаксации, связанный с вязкостью флювда, опускается, и время поперечной релаксации приравнивают к поверхностной, которая зависит от объема и площади поверхности пор. Последняя связь используется в анализе данных ЯМТК-
1 5
12.пов '
где р - релаксационная активность породы, связанная с литологией; 5'—поверхность поры; V- объем поры.
Эффект объемной релаксации становится заметным, когда взаимодействие протонов с поверхностью ограничено. В исследуемом разрезе сигнал объемной релаксации может исходить от протонов сорбированных жидких углеводородов и проявляется на малых временах:
— = А (5)
Т2.об аТ
где /I - вязкость флюида; Т - пластовая температура в °К\ а - константа, определяющаяся талом флюида.
Компоненты общей пористости, такие как эффективная пористость, пористость, занятая капиллярно-связанной водой, пористость глин выделяются на дифференциальных спектрах ЯМТК по граничным значениям 7). При интерпретации в изучаемых отложениях использовались типовые величины граничных значений для карбонатного разреза (табл. 4).
Таблица 4. Величины типовых для карбонатного разреза граничных значений 7л использовавшихся при интерпретации данных ЯМТК (по данным Теленкова В.М., Малинина АВ. и др., 2005 г.)
Компоненты пористости (типовые мнемоники) Интервал Т2, мс
Пористость глин К„ " (МСВ Г/""- 3
Пористость, занятая капшшярно-связанной водой К„>т~аі (МВУІ) 3-80
Эффективная пористость К„'!' (МЕИ) ВО - Т2тах
Каверновая пористость (МУШ) 480 - Тгтах
Общая пористость по ЯМК К„ойч (МРН5) гр тіп у* тах
Емкость, занимаемая, так называемой, «пористостью глин» в разрезе ОНГКМ приводит к завышению коэффициентов остаточной водонасыщенносги по данным ЯМТК по сравнению с результатами исследований керна в низкопористых породах (K"ö'"' = 60 %, = 94 %, К" = 33
%). Изучаемый разрез представлен чистыми неглинисгыми породами, т.е. параметр Kf в данном случае следует интерпретировать иначе.
Суммарное количество объемов, занятых флюидами, характеризующимися малыми временами поперечной релаксации (от min до 3 мс), было сопоставлено с количеством жидких углеводородов Сц+, добьпых из интервалов испытания после воздействия на карбонатную матрицу толуолом. Воздействие толуолом приводит к снятию эффекта набухания высокомолекулярных компонентов матрицы и переходу в свободное состояние ранее связанных углеводородов (рис. 7). Наблюдается прямая зависимость количества добытых жидких углеводородов из объектов испытаний изучаемой скважины с параметром К,f (ЯМТК). Из данного сопоставления следует, что в изучаемом разрезе параметр «пористость глин» можно рассматривать как характеристику породы, связанную с количеством сорбированных ЖУВ, и его необходимо исключать из величины общей пористости и остаточной водонасыщенносги при их определении по данным ЯМТК. Однако, данный вывод, по мнению автора, требует дополнительных специальных исследований.
Рис. 7. Сопоставление интегрального параметра К™ (ЯМГК), установленного для объектов испытания с количеством добытых жидких углеводородов после закачки толуола в породы. Цифрами обозначены номера объектов испытаний.
о 1 |§
ж >■
* §
3 It я л X ® S
О а> § g
-7 У У У
2 *............., У У У У • 8 •
7 у у У У 3
4 'SU',* у у у
Л 1 6 •
0 10 20 30 40 50
Объемная доля пористости глин (SK„m/"m*h1 %)
В заключении приведены основные выводы и результаты работы.
1. По данным микро- и макроописаний керна, а также по результатам петрофизических исследований на образцах в изучаемом продуктивном разрезе ОНГКМ выделены 4 класса пород с различной струиурой емкостного пространства: преимущественно межзерновые средне-крупнопористые, межзерновые тонкопористые, межзерново-кавернозные и трещинные с непроницаемой матрицей.
2. Уточнены основные петрофизические связи для пород с различной струиурой емкостного пространства: =/(2д, Р„ =/<?д и Р„
3. Определены граничные значения фильтрационно-емкостных свойств для межзерновых коллекторов с различными размерами пор (средне-крупнопористых и тонкопористых).
4. Усовершенствована методика выделения коллекторов с межзерновой и вторичной емкостью по данным расширенного комплекса ГЙС с привлечением способа математической классификации геологических объектов и теории погрешностей измерения.
5. Обоснована методика выделения пород с повышенной концентрацией ВМК на основе лшшого-фациального анализа.
6. Разработана методика оценки содержания ВМК залежей углеводородов в карбонатных коллекторах нижней перми по данным интегрального гамма-метода и микробокового каротажа.
7. Сделано предположение о том, что часть общей пористости по ЯМТК, соответствующей интервалу времен поперечной релаксации менее 3 мс, характеризует количество сорбированных ЖУВ в породе.
Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:
1. Бурханова И.О., Ковальчук АВ.. - Оценка количественного содержания матричной нефти в сложных карбонатных коллекторах по данным ГИС// Геофизика. - 2009. - № 2. - с. 31 - 39.
2. Изучение компонентою состава битумоадов по комплексу петрофизических, геофизических и геохимических данных в карбонатном разрезе // Скибицкая НА, Бурханова И.О., Никулин Б А и др. // НТВ «Карогажник». - Тверь, 2011. - № 7 (205). - 73-83.
3. Бурханова И.О., Ковальчук АВ. - Оценка количественного содержания матричной нефти в сложных карбонатных коллекторах по данным ГИС// Тез. док. VII междунар. научно-практич. конкурс-конференции молодых специалистов «Геофизика - 2009». - С.-Петербург (Петергоф), 2009. - 337-339.
4. Бурханова И.О. Разработка методики оценки запасов высокомолекулярных компонентов залежей углеводородов в сложных карбонатных коллекторах// Тез. док. VIII Всерос. научно-технич. конференции «Аюуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», Москва, РГУНГ, 2010, с. 35-36.
5. Бурханова И.О. Оценка количественного содержания матричной нефти в сложных карбонатных коллекторах по данным ГИС// Тез. док. Ш Всерос. молодежной научно-практич. конференции «Геопреспектива-2009».-с. 15-16.
6. Бурханова И.О., Марутян О.О. Усовершенствование методики оценки коэффициентов газонасыщенносги в сложнопостроенных карбонатных коллекторах нижнепермских отложений ОНГКМ// Тез. док. VIII Всерос. научно-технич. конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», Москва, РГУНГ им. И.М. Губкина, 2010, с. 73-74.
7. К вопросу оценки компонентного состава битумоидов по геофизическим данным в карбонатном разрезе//Скибицкая НА, Бурханова И.О., Никулин Б А и дрУ/Материалы международной конференции «Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы». - Москва, 2010. - с. 35-38.
8. Бурханова И.О., Ковальчук АВ. - Состояние изученности высокомолекулярных компонентов нефгегазокоцденсатных залежей//Материапы ХЫХ Междунар. научной студенческой конференции «Студент и научно-технический прогресс». - Новосибирск, 2011. - с. 89.
9. Скибицкая НА, Никулин БА, Бурханова И.О. и др. - Интерпретация данных ЯМТК в газонасыщенных сложных карбонатных разрезах с учетом сорбционной способности высокомолекулярных компонентов породообразующего вещества//Док. Всеросс. научно-пракшч. конференции «Состояние и перспекшвы развития ядерно-магаишых методов исследований нефтегазовых и рудных скважин, каменного материала и фпювдов»/Гвсрь, 2011.-с. 245 - 260.
10. Бурханова И.О. - Информативность геолого-геофизических исследований горизонтальных скважин в карбонатном разрезе// Тез. док. VIII междунар. научно-практич. конкурс-конференции молодых специалистов «Геофизика - 2011». - С.-Петербург (Петергоф), 2011. - с. 49-53.
11. Скибицкая НА, Никулин Б А, Бурханова И.О. и др. - Прогнозирование лшшого-фациальных неоднородностей карбонатных пород с целью выделения коллекторов с высоким содержанием высокомолекулярных бшумоцдных соединений/Материалы Международной юбилейной конференции «Промысловая геофизика в 21 -м век©>. -Москва, 2011. - с. 30-33.
Заказ № 109-П/02/2012 Подписано в печать 21.02.2012 Тираж 110 экз. Усл. пл. 1,2
ООО "Цифровичок", тел. (495) 649-83-30 www.cfr.ru; е-таИ:info@cfr.ru
Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Бурханова, Ирина Оскаровна, Москва
61 12-4/87
Министерство образования и науки Российской Федерации Российский Государственный Университет нефти и газа имени И.М. Губкина
На правах рукописи УДК 550.832:552.578.3
БУРХАНОВА ИРИНА ОСКАРОВНА
РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫЯВЛЕНИЯ И ОЦЕНКИ ЗАПАСОВ ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНЫХ КОМПОНЕНТОВ (ВМК) ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ПО КОМПЛЕКСУ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ДАННЫХ
Специальность: 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков
полезных ископаемых
ДИССЕРТАЦИЯ
на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
Научный руководитель:
доктор геолого-минералогических наук,
профессор Золоева Г.М.
МОСКВА 2012
ОГЛАВЛЕНИЕ:
Введение.........................................................................................5
Глава 1. Состояние изученности высокомолекулярных компонентов нефтегазоконденсатных залежей..........................................................11
1.1. Нефтегазогенерационный потенциал карбонатного породообразующего вещества................................... .....................................................11
1.2. Образование битумов в классическом понимании и как продуктов преобразования минерально-органического полимера..............................17
1.3. Физические и химические свойства высокомолекулярных компонентов нефтегазоконденсатных месторождений и методы их изучения..................22
1.4. Возможные способы добычи высокомолекулярных компонентов...........26
Глава 2. Характеристика нижнепермских отложений на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.................... .............................32
2.1. Общие сведения о Волго-Уральской нефтегазоносной провинции...........32
2.2. Геолого-геофизическая характеристика пород нижнепермского возраста в пределах Волго-Уральской НГП...........................................................35
2.3. Нефтегазоносность нижнепермских отложений...................................41
2.4. Битумоносность отложений Волго-Уральской НГП и механизмы образования битумов.........................................................................43
2.5. Физико-химические свойства природных битумов................................48
Глава 3. Обоснование петрофизической модели пород-коллекторов нижнепермского возраста Оренбургского НГКМ.......................................51
3.1. Комплекс петрофизических исследований............................................51
3.2. Характеристика пород нижнепермского возраста по керну.....................53
3.3. Обоснование петрофизической модели пород-коллекторов нижнепермского
возраста..................................................................................................62
Глава 4. Усовершенствование методики оценки общей пористости и ее компонент в коллекторах нижнепермского возраста....................................75
4.1. Комплекс ГИС...................................................................................75
4.2. Выделение коллекторов......................................................................80
4.3. Определение состава пород, общей пористости и ее компонент..............81
4.4. Определение структуры емкостного пространства по комплексу ГИС......87
4.5. Применение современных методов ГИС для изучения карбонатных коллекторов нижней перми.......................................................................91
4.6. Определение коэффициентов газонасыщенности и характера насыщения пород-коллекторов нижнепермского возраста............................................99
4.7. Анализ результатов практического применения разработанных алгоритмов
интерпретации......................................................................................102
Глава 5. Выделение пород с высокой концентрацией высокомолекулярных компонентов нефтегазоконденсатных залежей на основе литолого-фациального анализа................................................................................................116
5.1. Характеристика карбонатных литофаций, формирующих отложения Соль-Илецкого свода......................................................................................117
5.2. Фациальные условия формирования минерально-органического полимера и его преобразования.................................................................................119
5.3. Критерии выделения лито-фациальных зон по данным ГИС в изучаемом разрезе................................................................................................120
5.4. Анализ петрофизических, структурных, вещественных и геохимических свойств выделенных литофаций...............................................................140
5.5. Применение спектрометрического гамма-каротажа для фациального анализа..................................................................................................142
5.6. Выделение пород с высоким содержанием керогена в изучаемом разрезе..................................................................................................145
5.7. Характеристика лито-фациальных зон рифогенного комплекса по данным
стандартного комплекса ГИС...................................................................148
Глава 6. Разработка методики оценки количественного содержания высокомолекулярных компонентов нефтегазоконденсатных залежей по данным
ГИС....................................................................................................151
6.1. Используемая терминология..............................................................151
6.2. Изучение количества битумоидов по данным керна на Оренбургском НГКМ.................................................................................................153
6.3. Обзор методик оценки количественного содержания битумов по данным ГИС....................................................................................................163
6.4. Методика оценки количественного содержания высокомолекулярных компонентов нефтегазоконденсатных залежей по данным ГИС....................................................................................................167
6.5. Апробация методики оценки количественного содержания высокомолекулярных компонентов нефтегазоконденсатных залежей по данным электрометрии и радиометрии...............................................................175
6.6. Анализ информативности данных ЯМТК для оценки содержания сорбированных жидких углеводородов в карбонатных коллекторах
нижнепермского возраста.....................................................................200
Заключение........................................................................................207
Список использованных источников........................................................208
ВВЕДЕНИЕ
В XXI веке как никогда остро стоит проблема дефицита ресурсов планеты для обеспечения многомиллиардного населения Земли. В большей степени это относится к энергетическим ресурсам. Как известно, более 50 % энергии вырабатывается при сжигании углеводородов [47]. В последние годы наблюдается стабилизация и некоторое снижение темпов мировой добычи нефти. В связи с этим все чаще поднимается вопрос о возрастающей роли нетрадиционных углеводородных ресурсов [13].
К нетрадиционным ресурсам относят залежи высоковязких нефтей, битумов, газогидратов, газа угольных месторождений [42], а также углеводороды, залегающие на глубинах более 10 км (Дмитриевский А.Н., 2010 г.). В последние годы также был введен термин «матричная нефть», объединивший в себе как тяжелые, так и жидкие углеводороды (Скибицкая H.A., Дмитриевский А.Н., Яковлева О.П. и др., 2007 г.). «Матричная нефть» является продуктом преобразования органо-минеральной матрицы рифогенных карбонатов, представляет собой смесь жидких углеводородов нефтяного ряда и высокомолекулярных битумоидных компонентов - асфальтенов, смол и масел. Экспериментально доказана высокая сорбционная способность этих компонентов по отношению к газу и конденсату [21]. Высокомолекулярные компоненты «матричной нефти» по физическим и химическим характеристикам в классической интерпретации можно отнести к классу природных битумов и рассматривать как часть углеводородной залежи.
Диссертационная работа посвящена вопросам поиска и выделения пород с высокой концентрацией высокомолекулярных компонентов (ВМК) в нефетегазоконденсатных карбонатных залежах, а также способам оценки их количественного содержания. Основой для работы послужили данные по исследованиям ВМК и вмещающих их пород Оренбургского нефтегазоконденсотного месторождения (ОНГКМ), полученные Скибицкой H.A., Политыкиной М.А., Кузьминым В.А., Навроцким O.K., Зекелем Л.А. и др.
Уже сегодня в мире (за пределами России) тяжелые углеводороды вносят значительный и устойчивый вклад в структуру мировой добычи. Объем запасов высоковязких нефтей и битумов достигает 700-800 млрд. т. Доказанные ресурсы природных битумов в Волго-Уральской провинции составляют порядка 10,4 млрд. т. Наиболее перспективными районами являются Республики Татарстан и Башкортостан, Самарская, Оренбургская, Ульяновская области, Пермский и Краснодарский края [13]. По данным Геологической службы США (Ш08) Российская Федерация обладает приблизительно 13,4 млрд. баррелей извлекаемой тяжелой нефти и 33,7 млрд. баррелей извлекаемого битума. Количество неизвлекаемых запасов битума на данный момент значительно выше - 212 млрд. баррелей, т.е. коэффициент извлечения битума в России составляет 14 % [53].
Природные битумы являются многоцелевым полезным ископаемым, применяемым в качестве топливно-энергетического, дорожно-строительного и химического сырья [68]. Основная часть запасов природных битумов в Российской Федерации приурочена к Волго-Уральской провинции, региону с благоприятными природно-географическими условиями и развитой инфраструктурой, что значительно упрощает их разработку [91].
Актуальность. В настоящее время государство уделяет большое внимание стимуляции инновационного развития во всех сферах экономики. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года в качестве приоритетных направлений научно-технического прогресса в энергетическом секторе по направлению «Нефтяной комплекс» выделяет увеличение коэффициента извлечения нефти на разрабатываемых и вводимых в разработку месторождениях, в том числе нетрадиционных видов углеводородного сырья -тяжелой (высоковязкой) нефти и природных битумов [97].
Изучаемое Оренбургском НГКМ введено в эксплуатацию в 1971 году, и сегодня здесь наблюдается истощение извлекаемых запасов. В этой связи задача укрепления сырьевой базы Оренбургского нефтегазохимического комплекса становится все более актуальной. Одним из путей развития сырьевой
базы является ее расширение за счет высокомолекулярных битумоидных компонентов залежи [6, 85].
Средняя массовая концентрация высокомолекулярных компонентов в нижнепермских отложениях ОНГКМ составляет 0,17 %. Средний состав смеси битумоидов: 23 % асфальтенов, 27 % смол и 50 % масел.
Обращают на себя внимание специфические сорбционные свойства ВМК. Проведенные исследования показали, что 1 т смолы или асфальтенов будет сорбировать соответственно 147,3 или 141,1 м природного газа при давлении и температуре, близких к пластовым ОНГКМ [11]. Подсчет запасов сорбированых газа и конденсата на Астраханском газоконденсатном месторождении, проведенный в Лаборатории проблем освоения нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья ИПНГ РАН (Скибицкая H.A. и др.) показал, что объем сорбированного конденсата составляет около 15 % от суммарных запасов конденсата.
ВМК также имеют в своем составе цветные и благородные металлы (никель, цинк, хром, титан, свинец, медь, олово, молибден, серебро), редкие и редкоземельные металлы (ванадий, стронций, мышьяк, галлий, германий, иттрий, иттербий), что делает их уникальным сырьем для химической промышленности [85].
Цель исследований. Целью работы являлась разработка методики выявления и оценки запасов высокомолекулярных компонентов залежей углеводородов по комплексу геолого-геофизических данных на примере нижнепермских отложений Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.
Основные задачи исследований:
1. Анализ состояния изученности высокомолекулярных компонентов нефтегазоконденсатных залежей, а также близких к ним по свойствам битумоидов.
2. Изучение распространенности нижнепермских отложений и изменчивости их свойств на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП).
3. Обоснование петрофизической модели пород-коллекторов нижнепермского возраста Оренбургского НГКМ.
4. Усовершенствование методики оценки общей пористости и ее компонент в сложнопостроенных карбонатных коллекторах нижнепермского возраста Оренбургского НГКМ.
5. Выделение пород с высокой концентрацией высокомолекулярных компонентов нефтегазоконденсатных залежей.
6. Разработка методики оценки содержания высокомолекулярных компонентов нефтегазоконденсатных залежей, а также сорбированных ими жидких углеводородов нефтяного ряда в карбонатных коллекторах нижнепермского возраста по данным геофизических исследований скважин.
Методы решения поставленных задач. Для решения поставленных задач в диссертационной работе использованы следующие методы: анализ и обобщение информации из литературных источников по изучению высокомолекулярных компонентов нефтегазоконденсатных залежей и битумов; анализ и обобщение литературных и фактических данных по литологическим, петрофизическим, геохимическим и геофизическим свойствам пород раннепермского возраста Волго-Уральской НГП; статистический анализ стандартных и специальных петрофизических исследований керна, проведенных на более чем 1200 образцах; обработка, обобщение и анализ геолого-геофизической информации по одной вертикальной параметрической, двум вертикальным и 40 горизонтальным эксплуатационным скважинам, пробуренным на Оренбургском НГКМ, с использованием программных средств Microsoft Excel и системы «Камертон».
Научная новизна работы состоит в следующем: 1. Показана эффективность применения в изучаемом разрезе методики классификации карбонатных коллекторов на основе анализа многомерного пространства геофизических признаков.
2. Предложен способ использования теории погрешностей измерения для разделения сложных карбонатных коллекторов на типы по структуре емкостного пространства.
3. Предложен и обоснован способ выделения пород с повышенной концентрацией высокомолекулярных компонентов в нефтегазоконденсатных залежах на основе литолого-фациального анализа.
4. Разработана методика оценки содержания ВМК в породах нижнепермского карбонатного комплекса Оренбургского НГКМ.
5. Обосновано применение ядерно-магнитного томографического каротажа (ЯМТК) для оценки количества сорбированных углеводородов нефтяного ряда высокомолекулярными компонентами в неглинистых карбонатных породах.
Основные защищаемые положения:
1. Обоснованные граничные значения геофизических и петрофизических параметров для различных по составу и структуре емкостного пространства карбонатных пород нижнепермского возраста позволяют эффективно решать задачу выделения коллекторов.
2. Предложенный способ использования результатов литолого-фациального анализа позволил в изучаемом разрезе установить породы с повышенной концентрацией ВМК.
3. Разработанная методика определения содержания высокомолекулярных компонентов в нефтегазоконденсатных залежах по данным ГИС позволяет проводить оценку запасов углеводородов с большей достоверностью.
4. Установленная связь между количеством жидких углеводородов, сорбированных высокомолекулярными компонентами, и параметром ЯМТК, именуемым как «пористость глин», позволяет повысить результативность интерпретации данных ядерно-магнитного томографического каротажа в разрезах, содержащих высокомолекулярные битумоидные компоненты.
Практическая значимость. Разработанная методика оценки количественного содержания ВМК по данным геофизических исследований скважин (ГИС) позволит оценить их запасы и тем самым расширить ресурсную
базу нефтегазоконденсатных месторождений с истощенными запасами традиционных видов углеводородного сырья.
Методические разработки автора были использованы в научно-исследовательских работах по договорам, заключенным между ООО «Центр высокомолекулярных технологий» и ООО «Газпром добыча Оренбург» в 20082012 гг. Применение представленных в работе результатов позволило использовать данные геофизических исследований горизонтальных скважин для обоснования связей «керн-ГИС» для нижнепермских отложений восточной и западной частей ОНГКМ. На основании результатов диссертации были даны рекомендации по комплексу ГИС в поисково-оценочных скважинах. Полученные связи «керн-ГИС» будут использованы при оценке перспективных ресурсов высокомолекулярных компонентов матричной нефти на Оренбургском НГКМ.
ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНЫХ КОМПОНЕНТОВ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
По мнению некоторых исследователей (Грачевский М.М., Кравчук A.C., 1989 г.), в погребенных рифогенных карбонатных постройках, заключено 40 % мировых запасов нефти и газа. До недавнего времени рифы рассматривались лишь как резервуары для скопления углеводородов [83] и многие ученые (Багринцева К.И., Кузнецов В.Г. и др.) направляют свои силы на изучение только коллекторского потенциала карбонатных толщ, т.е. процессов формирования и сохранения пустотного емкостного пространства (пор, каверн, трещин) в карбонатных толщах различного состава и генезиса. Однако многолетние исследования карбонатного вещества и высокомолекулярного сырья на таких крупных нефтегазоконденсатных месторождениях, как Тенгизское, Карачаганакское, Оренбургское, Астраханское и др., позволили коллективу авторов (Дмитриевский А.�
-
Бурханова, Ирина Оскаровна
-
кандидата геолого-минералогических наук
-
Москва, 2012
-
ВАК 25.00.10
- Геолого-геофизическое и гидродинамическое моделирование залежей углеводородов для оптимизации их разработки
- Разработка технологии автоматизированного обобщения геолого-геофизической информации при подсчете запасов нефти и газа
- Компьютеризированная технология интегрирования скважинной геоинформации при изучении параметров нефтегазовых залежей
- Создание геолого-промысловых фильтрационных моделей залежей углеводородов в неструктурных ловушках
- Методика обнаружения техногенных залежей нефти по геофизическим и геолого-промысловым данным
