Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Закономерности изменения литолого-петрофизических характеристик терригенных коллекторов мезозоя

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

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Матигоров, Аркадий Александрович

Актуальность работы. Перспективы развития нефтегазодобычи в России связаны главным образом с разведкой и освоением мезозойских отложений Западной Сибири, а также континентального шельфа Баренцева и Карского морей. Мезозойский осадочный комплекс включает меловой, юрский и триасовый региональные нефтегазоносные комплексы, с которыми связываются долгосрочные планы развития геолого-разведочных работ и открытия новых месторождений УВ.

Поисково-разведочное бурение в западной части российского сектора Арктики было начато в 1982 г. За прошедшее время открыто 9 месторождений. В первоначальный этап поисково-разведочных работ основным объектом исследований являлись отложения триаса Баренцева моря, где были выявлены газовые Мурманское и Северо-Кильдинское месторождения. Результаты работ показали сложное, линзовидное строение продуктивных горизонтов, низкие фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов, наличие региональной зона АВЦД. Эти факторы, несмотря на высокую перспективность триаса, привели к снижению объемов поисково-разведочного бурения в этом комплексе. Принципиальное значение при определении дальнейших перспектив Баренцевоморского региона явилось открытие уникального по запасам Штокмановского газоконденсатного месторождения, где впервые была подтверждена высокая промышленная газоносность нижне-среднеюрских отложений.

Время открытий в Западной Сибири уникальных и крупных месторождений пришлось на первый этап и 80-е годы освоения региона. В настоящее время прогнозируется открытие месторождений и залежей приуроченных к межим и реже средним ловушкам с начальными извлекаемыми запасами нефти до 10 и от 10 до 30 млн. тонн, соответственно. Большие перспективы связываются с поисками углеводородов в литологических ловушках. Проведение геологоразведочных работ на такие объекты требует более глубокого анализа имеющегося геолого-геофизического материала при планировании ГРР и целенаправленное лабораторное изучение резервуаров (со

В перепл. един, саедиа. Л:*«» вын.

КНИГА ИМЕЕТ коллектора). :е и ее увели-[ базы, вводе в 1ента извлечете этих задач овании новых аботы. Значи-принадлежит ильтрационно-л минералогогеохимические параметры, физико-химический состав нефти, газа и пластовой воды.

Цель работы. Анализ и обобщение литолого-петрофизических параметров с целью оценки качества и изменчивости терригенных коллекторов в разрезе мезозоя, используемых при интерпретации геофизических исследований скважин, обосновании подсчетных параметров и прогнозировании коллекторских свойств пород. Для реализации поставленной цели были сформулированы следующие задачи научных исследований:

1. Оценить влияние минералогического состава глинистого и карбонатного цементов пород-коллекторов, а также гранулометрических характеристик на их петрофизические и геофизические параметры.

2. Выявить литолого-петрофизические характеристики пород разреза и их зависимости от геолого-тектонических факторов.

3. Выявить закономерности изменения литологических характеристик пород-коллекторов в структурно-литологических ловушках УВ.

4. Разработать комплекс и технологию исследований керна и шлама на уровне современных требований.

Основные защищаемые положения:

1. Зональность петрофизических характеристик в разрезе мезозоя.

2. Определяющее влияние глинистых минералов на петрофизические свойства пород.

3. Возможность прогноза литотологических ловушек по результатам гранулометрического и минералогического анализов.

4. Комплекс и технология исследований керна, отвечающие современным требованиям

Научная новизна исследований. : ™■

1. Впервые определены количественные критерии оценки влияния минерального состава глинистой фракции на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов и геофизические параметры.

2. Разработаны петрофизические модели для интерпретации ГИС с учетом минерального состава цемента пород-коллекторов.

3. Впервые, на основе полученных автором результатов рентгеновского фазового анализа разработана схема зональности распределения глинистых минералов для мезозойских отложений шельфа Баренцева моря.

4. Получены закономерности изменения гранулометрических параметров, а также распространения терригенно-карбонатных конкреционных образований в зонах замещения гранулярных коллекторов.

5. Разработан и внедрен комплекс лабораторных литолого-петрофизических исследований керна и шлама отвечающий современным требованиям ГРР и разработки месторождений.

Практическая ценность и реализация работы. Предложения и рекомендации автора реализованы при составлении проектов разведки, доразведки и подсчета запасов месторождений, составлении проектов на заложение и бурение скважин, а также при интерпретации материалов ГИС. С 1984 по 1993 г.г. автор принимал непосредственное участие в разведке и подсчете запасов таких месторождений как Мурманское, Штокмановское, Северо-Кильдинскос, Русановское, Ленинградское.

Фактический материал. Работа основана на результатах двадцатипятилетней геологической деятельности автора на территории Западной Сибири, шельфов Баренцева и Карского морей. При написании диссертации использованы результаты комплексных лабораторных исследований керна, шлама, образцов пород из естественных обнажений, результаты промысловой геофизики. Проанализированы опубликованные работы и фондовые материалы различных организаций работавших в рассматриваемых регионах.

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на многих региональных, всесоюзных и международных семинарах, совещаниях и конференциях. В том числе: на Всесоюзном совещании «Изучение и использование глинистых минералов» (г. Москва, 1976 г.), на 4-й научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ЗапСибНИГНИ, (г. Тюмень, 1979 г.); на Всесоюзной научной конференции «Конкреции и конкреционный анализ» (г. Тюмень, 1983 г.); на Всесоюзной конференции «Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР» (г. Москва, 1986 г.); на 7-й годичной конференции Тюменского отделения ВМО «Геология и минерально-сырьевые ресурсы Западно-Сибирской плиты и ее складчатого обрамления» (Г. Тюмень, 1989 г.); на 2-й научно-практической конференции «Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР» (г. Мур-манск,1989 г.), на международном семинаре «Тектоника Баренцево-Карского региона» (г. Мурманск, 1991 г.); на международной конференции «Потенциал нефти и газа в Баренцевом и Карском морях» (г. Мурманск, 1992г.); на международной конференции «7 Губкинские чтения. Развитие идей И.М. Губкина.в теории и практике нефтегазового деда» (г. Москва, 1996 г.); на международной конференции и выставке по геофизическим исследованиям скважин (г. Москва, 1998 г.); на конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г. Ханты-Мансийск, ,1998 г.).

Публикации. Результаты исследований изложены в 37 опубликованных работах, включая 2 монографических.

Данная работа выполнена в течение 1980 - 1998 г.г. в период работы автора в ЗапСибНИГНИ, ГПК «Арктикморнефтегазразведка», Ulli «ЛУ-Койл-Когалымнефтегаз».

Автор выражает признательность и благодарность всем коллегам содействовавшим работе над диссертацией.

Содержание работы

1. Закономерности изменения вещественного состава и петрофи-зических параметров мезозойских отложений шельфа Баренцева моря

Триасовый и юрский региональные нефтегазоносные комплексы (НТК) шельфа Баренцева моря в настоящее время являются одними из основных объектов, с которыми связываются перспективы развития геологоразведочных работ и открытия новых месторождений углеводородного сырья. Литологический состав и петрофизические свойства триасовых и юрких отложений существенно различны. Кроме того, наблюдаются отличия и для одновозрастных породно-слоевых ассоциаций, залегающих в различных структурно-тектонических зонах осадочного чехла и формировавшихся в разных палеогеографических обстановках осадконакоиления/15, 16,18, 19/.

В тектоническом отношении рассматриваемый регион относится к Южно-Баренцевской впадине, расположенной в пределах надпорядковой структуры - Восточно-Баренцевском мегапрогибе и осложненной структурами второго и третьего порядков. В ее южной части выделяются СевероМурманская, Андреевская ступени и Надеждинский гемивал, а в северной -Штокмановская ступень, Северо-Штокмановская котловина и Ледовый гемивал. В центре впадины располагается Арктическая котловина.

В пределах Южно-Баренцевской впадины промышленная газоносность установлена в песчаяо-алевритовых отложениях среднего-нижнего триаса и средней юры. Региональной покрышкой для них служит верхнеюрская глинистая толща, мощность которой убывает к бортовым частям впадины. В литологическом отношении толща юрских пород представлена чередованием пластов песчаников, алевролитов и глинистых пород, формирование которых происходило в различных палеогеографических обстановках при постоянно увеличивающихся размерах юрского бассейна седиментации. В волжское время он представлял собой относительное глубоководное море, располагавшееся на обширной территории. На общем региональном фоне трангрессивного развития бассейна выделяются трангрессивно-регрессивные циклы более мелких порядков, развитие которых создало благоприятные условия для формирования пластов - коллекторов и покрышек резервуаров У В.

Наиболее полно цикличность строения и взаимоотношения породно-слоевых ассоциаций рассматриваемых отложений прослеживается для хорошо изученных отложений северной части Южно-Баренцевской впадины /20,21/.

1.1. Зональность расщэеделения глинистых минералов в разрезе мезозоя

Сведения о составе глинистых минералов терригейных пород широко привлекаются для решения практических задач стоящих перед нефтегазовой геологией. Это касается вопросов изучения фильТрационно-емкостных свойств пород-коллекторов и оценки экранирующих свойств покрышек, интерпретации результатов геофизических исследований скваЖйн, интенсификации притоков из продуктивных пластов, расчленения разрезов и других проблем.

Минеральный состав глинистого вещества рассматриваемых пород определялся методами рентгеноструктурного анализа (РСА) и растровой электронной микроскопии с привлечением в ряде случаев микрозондового анализа элементного состава. Большей частью в работе использованы данные анализа образцов керна. Для получения характеристики участков разреза при отсутствии керна привлечены результаты анализов шлама. При этом учитывалась возможность «засорения» шламового материала буровым раствором, присутствие которого, особенно в песчано-алевритовых разностях, завышает содержание некоторых глинистых минералов. В первую очередь это касается монтмориллонита, который является основным компонентом бентонитовых глинистых растворов. Для устранения эффекта «засорения» шламового материала была разработана методика подготовки проб шлама применительно к РСА.

Закономерности распределения состава глинистых минералов в мезозойских отложениях шельфа Баренцева моря рассматривались автором в работах /11, 12, 14/ и тематических отчетах. Результаты исследований указывают на достаточно четкую дифференциацию ассоциаций глинистых минералов в мезозойском разрезе Баренцевоморского шельфа.

Для глинистых пород верхней юры преобладающими являются гидро-слюдисто-монтмориллонитовая и Монтмориллонит-гидрослюдистая ассоциации. Первая является характерной для волжско-киммериджских битуминозных аргиллитоподобных глин, которые по вещественному составу и содержанию органического вещества являются аналогами битуминозных глинистых пород баженовской свиты Западной Сибири. Содержание монтмо-риллонта в отдельных образцах битуминозных аргиллитоподобных глин достигает 80%. В небитуминозНых глинах возрастает доля гидрослюды при невысоком содержании колинйта. В редких прослоях песчано-алеврито-вых пород верхней юры глинистый цемент имеет каолинит-гидро-слюдистый состав.

Преобладание каолинита в глинистом веществе песчано-алевритовых пород средней и нижней юры является региональным признаком. В слабоглинистых песчаниках его максимальное содержание возрастает до 80-90%, что особенно характерно для песчаников среднего келловея. Состав глинистых алевролитов представлен каолинит-гидрослюдистой минеральной ассоциацией, в которой возрастает количество смешанослойных образований (ССО) ряда гидрослюда-монтмориллонит.

В глинистом цементе песчано-алевритовых пород верхнего триаса преобладает каолинит-хлоритовая или хлорит-каолинитовая ассоциации. Более высокое содержание каолинита наблюдается в менее глинистых породах. Содержание каолинита изменяется от 35 до 60%, хлорита - до 55%, гидрослюды 10-20%. В глинистом цементе присутствуют и ССО от следов до 15% с содержанием набухающих пакетов в них до (редко) 80%. В существенно глинистых породах этого стратиграфического уровня одним из ведущих минералов является каолинит, но его содержание меньше (не выше 45%), чем в цементе песчаников и алевролитов. В тоже время наблюдается увеличение содержания гидрослюды до 30-45% и ССО, в среднем до 15%.

Глинистый цемент песчано-алевритовых пород среднего триаса характеризуется минеральной ассоциацией подобной верхнетриасовой. Основные отличия касаются количественных соотношений глинистых минералов. В этом интервале разреза наблюдается уменьшение содержания каолинита, увеличения гидрослюды (в среднем до 23%), а также повышенное присутствие ССО (среднее около 18%). В глинистых породах отмечается повышенное содержание набухающих монтмориллонитовых пакетов в ССО. В изученных разрезах аквального продолжения Печорской синеклизы наблюдаются изменения в минеральном составе глинистой фракции. В нижней части разреза появляется собственно монтмориллонит, который обнаружен в керне скважин Малоземельско-Колгуевской моноклинали и Хорейверской впадине. Его максимальное содержание составляет 35%.

В породах нижнего триаса отмечается смена минерального состава глинистой фракции. Преобладающей минеральной фазой часто становится монтмориллонит. Это особенно характерно для пород Печорской синеклизы. Кроме того происходит снижение доли каолинита до уровня примеси или до его практически полного исчезновения в отложениях индского яруса нижнего триаса.

В верхней части разреза нижнего триаса минеральный состав цемента преимущественно хлорит-гидрослюдистый или гидрослюдисто-хлоритовый с высоким содержанием монтмориллонита и примесью каолинита. Монтмориллонит в этой части разреза не встречен лишь в образцах Западно-Кольской седловины. Хлорит по составу является железистым, триокгаэдри-ческого структурного типа. Коэффициент железистости (КРе) для хлоритов из пород Северо-Кильдинской площади составляет 0.74%.

9 1ФСС**С*А

В нижней части оленекского яруса (скв. Северо-Кильдинская 80, интервал 2471-2478 м.) впервые на на шельфе Баренцева моря автором были обнаружены и изучены магнезиальные хлориты диоктаэдрической структурной модификации /19/. Ниже по разрезу идентифицированы железисто-магнезиальные хлориты триоктаэдрического типа. Коэффициент железисто-сти для этой группы хлоритовых минералов колеблется, по данным Мамонтовой Т.П., от 0.45 до 0.48. Ранее диоктаэдрические хлориты были описаны В.В. Хлыбовым в обнажении пород среднего триаса на р. Большая Сыня (Печорское Приуралье) и в керне ряда скважин Печорской синеклизы Тима-но-Печорской провинции. Выполненные автором исследования, а также сведения из литературы по сопредельной территории свидетельствуют о явной связи диоктаэдрических хлоритов с ископаемыми почвами. В нашем случае исследования диоктаэдрического хлорита в отложениях оленекского яруса Западно-Кольской седловины подтверждает ранее высказанные автором предположение о континентальном перерыве на этом стратиграфическом уровне. Перерыв в осадконакоплении сопровождается процессами палеоги-пергенного выветривания и почвообразования, минералом индикатором которого является указанная разновидность хлорита.

Для индского яруса нижнего триаса характерно практически постоянное преобладание монтмориллонита, особенно в аквальной части Печорской синеклизы. Только в Западно-Кольской седловине (Северо-Кильдинская площадь) этот минерал отмечается как примесь. Другими преобладающими минералами в отдельных случаях являются также каолинит и гидрослюда. Каолинит практически не встречается.

На широкое развитие монтмориллонит в нижнетриасовых и частично верхнепермских отложениях указывали И.С. Гранберг(1984), Е.А. Маргулис (1985) и другие геологи. Его появление в некоторых районах Арктики они связывали с вулканогенными породами образовавшимися в результате широкого проявления основного магматизма в позднепермско-раннетриасовое время. Следы этого процесса наблюдаются в разрезах нижнего триаса Пред-новоземельского и Предуральского передовых прогибов.

О вулканогенном генезисе исходного материала, по которому образовался монтмориллонит нижнего триаса, свидетельствует установленная и показанная выше невысокая степень его гидрослюдизации на глубинах 2.93.8 км в Южно-Баренцевской впадйне.

Известно, что при погружении пород и ужесточении термобарических условий их залегания повсеместно проявляется процесс гидрослюдизации. При этом монтмориллонит, через фазу неупорядоченных смешанослойных образований, переходит в гидрослюду. Например в разрезе мезозое Западной Сибири интенсивная гидрослюдизация происходит на глубинах 2-2.5 км. Однако основным фактором контролирующим этот процесс является не столько глубина погружения пород, а максимальная пластовая температура, величина которой для разных районов значительно колеблется. Тем не менее, судя по приведенным в литературе данным, в абсолютном большинстве случаев процесс гидрослюдизации заканчивается при температуре 90-100 С. Так для мезозоя Западной Сибири интервал в котором происходит гидро-слюдизация составил 55-95 С, а для палеозойских пород Тимано-Печорской провинции он равен 30-70 С. (H.A. Парпарова и др., 1981).

Сохранение большого количества набухающих пакетов монтмориллонита в ССО вплоть до неизменного монтмориллонита на глубинах от 1.5 до 4.5 км при наличии высокой температуры, зависят от присутствия битумов (битуминозные глины верхней юры) и развития аномально высоких пластовых давлений (АВГТД), которые сдерживают процесс гидрослюдизации.

Например, коэффициент аномальности в зоне АВПД нижнего триаса Мурманской площади составляет 1.73-1.74, при пластовой температуре 78105 °С. Несмотря на столь высокую температуру на хлубине 2.9-3.8 км содержание неизмененного монтмориллонита составляет от 10 до 50%.

Возможен и второй случай - образование монтмориллонита по вулканогенному материалу. Ведущую роль этот фактор играет в для отложений среднего-нижнего триаса Печорской синеклизы. На глубинах ] .5-2.1 км при отсутствии АВПД и достаточно высокой пластовой температуре 50-60 °С монтморилонит здесь является одним из основных минералов глинистой фракции.

В породах верхней перми, граничащих с индским ярусом, наблюдается резкая минерального состава глинистых минералов. Во всех исследованных разрезах преобладает гидрослюдисто-хлоритовый состав, причем содержание хлорита достигает 70-80%.

1.2. Закономерности изменения петрофизических параметров продуктивных горизонтов в истории геолого-тектонического развития мезозоя

По результатам лабораторных исследований физических свойств (ФС) терригенных пород и материалов ГИС получены петрофизические модели основных структурно-тектонических элементов осадочного чехла Баренцев-ского шельфа. Закономерности изменения литолого-петрофизических характеристик обусловлены тем, что на их формирование большое влияние оказывают история геолого-тектонического развития рассматриваемых структур (факторы уплотнения, в том числе тектонические, неотектонические) и вещественный состав породных ассоциаций изменяющийся под влиянием диа-и катагенетических процессов. Последние приводят к уменьшению объема ui.a«auii, uw%niiiau»ui, ибрскрпсшллизации и минеральным новообразованиям. Поэтому влияние характера осадконакопления на свойства пород в значительной мере затушовано постседиментационньми процессами, которые привели к различию характерйстик одноименных и одновозрастных пород разных структур.

Установлено, что параметры петрофизических характеристик с глубиной изменяются по экспоненциальному закону /15/. Однако при детальном анализе эта общая зависимость более сложная. На литолого-петрофизических разрезах отмечаются максимумы и минимумы параметров которые объясняются неравномерным уплотнением пород (структурные изменения, цементация) и разуплотнением (появление трещиноватости, вторичной пористости). Для сравнительной количественной оценки петрофизических характеристик литотипов пород, закономерностей их изменения с глубиной был предложен /13/ комплексный петрофизический параметр (Кпп). В качестве Кпп было использовано отношение акустичёской жесткости (произведение скорости продольной волны на плотность) к их пористости и отнесенному к такому же параметру вычисленному для алевролитов. Кпп алевролитов принят за единицу, так как алевролиты являются промежуточным звеном в литологическом ряду глина-алевролит-песчаник и в разрезе осадочного чехла не относятся к категории явных коллекторов или экранов. По этому признаку алевритовые породы являются как бы началом отсчета других литотипов терригенных пород.

На примере Северо-Кильдинской площади, распложенной в пределах западной части бортовой зоны (БЗ) Южно-Баренцевской синеклизы показано, что распределение петрофизических параметров обусловленно инверсионным характером развития структуры. Здесь, на фоне гравитационного уплотнения в начальной стадии, породы приобрели свойста характерные для глубоких горизонтов, а в результате последующих положительных вертикальных движений, они были подняты и подверглись гипергенному выветриванию. Это привело к разуплотнению песчаных пород полимиктового состава в некоторых интервалах разреза триаса. В тоже время глинистые породы, которые образно называют «геологическим барометром», сохранили приобретенные ранее физические свойства, на что указывает поведению их плотности по разрезу.

Для пород Мурманской структуры, расположенной в пределах юго-западной части БЗ (Мурманская моноклиналь), одним из основных факторов аномального изменения ФС по разрезу является развитие зон АВПД в триасе.

На распределение петрофизических параметров полимиктовых пород Куренцовской структуры (Куренцовская моноклиналь БЗ) основное влияние оказали гравитационное уплотнение и постдиагенетические изменения в некоторых пластах песчано-алевритовых пород, которые привели к увеличению их пористости.

В центральной части Южно-Баренцевской синеклизы (Арктическая котловина) залегает мощная (более 10 км) толща осадочных пород. Их образование происходило при устойчивом прогибании бассейна седиментации в условиях спокойного тектонического развития. Ведущим фактором, определяющим физические свойства пород, явилось гравитационное уплотнение, приведшее к классическому распределению петрофизических параметров с глубиной залегания пород, их высокой коррелируемости между собой и вещественным составом.

В пределах Штокмановской ступени формирование юрских отложений происходило на фоне редких малоамплитудных подвижек. Слабое влияние гравитационного уплотнения и особенности литологического состава привели к образованию высокой пористости малоглинистых (средняя глинистость 7.3%) песчано-алевритовых пород олигомиктового состава этой структурно-тектонической зоны и нашло отражение в характере распределения других петрофизических свойств пород /16, 19/.

Таким образом, в пределах Баренцевоморского шельфа наблюдается тесная связь петрофизических характеристик с историей геотектонического развития элементов осадочного чехла и вещественным составом пород. Важную роль в формировании физических свойств сыграли также наложенные постдиагенетичесКие процессы различной интенсивности и генезиса, что привело к изменению их петрофизических свойств. Различие характеристик пород, залегающих на одном гипсометрическом уровне, необходимо учитывать при прогнозировании геологического разреза, сейсмостратигра фических построениях и прогнозировании коллекторских свойств /17/.

2. Закономерности изменения литолого-петрофизических характеристик в мезозойских отложениях Западной Сибири

В пределах Среднеобской нефтегазоносной области основными объектами поисково-разведочных работ и промышленной разработки являются юрские и меловые нефтегазоносные комплексы. В тектоническом отношении они приурочены к Сургутскому и Нижневартовскому своду разделенных Ярсомовскйм прогибом. Структурно-тектонические особености рассматриваемого района наложили отпечаток на формирование месторождений и предопределили некоторые различия в литологическом составе коллекторов. Одной из характерных особенностей цетральной части западной Сибири является значительное колическтво литологически экранированных залежей, являющимися важным резервом в увеличении запасов УВ.

В литологическом отношении терригенные коллектора Сургутского и Нижневартовского сводов являются полимиктовыми (преимущественно граувакковые аркозы). Однако песчано-алевритовые породы Сургутского свода отличаются от таковых Нижневартовского свода по минеральному составу обломочной части и глинистого цемента (Зарипов, Матигоров, Гари-фуллин, 1998). Это обстоятельство отражается на зависимости ФЕС от минерального состава пород-коллекторов.

Изучение закономерностей изменения литологических параметров неантиклинальных залежей углеводородов играет, существенную роль как на поисково-разведочной стадии работ так при разработке месторождений. Этой проблеме посвящено много работ. В данной работе рассмотрены только некоторые вопросы касающиеся изменения минерального состава глинистого цемента и методические аспекты поведения гранулометрических параметров терригенных коллекторов:

2.1. Особенности распространения глинистых минералов в литологических ловушках

С целью выявления дополнительных литологических критериев трассирования линий выклинивания в структурно-литологических ловушек было предпринято изучение характера распространения глинистых минералов в цементах песчано-алевритовых пород по площади залежей /1, 2/. Эта работа была проведена на основе обобщения результатов 150 рентгеновских анализов, полученных из глинистых цементов пластов БСю Холмогорского и Южно-Сургутского и БВю Самотлорского месторождений, сформировавшихся в морской обстановке. Анализы выполнены в лаборатории За-пСибНИГНИ и Центральной лаборатории Главтюменьгеологии.

В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции значительное количество залежей углеводородов осложнено литологическими экранами. К этому типу ловушек приурочена и рассматриваемая в настоящей статье залежь нефти пласта БСю2 Холмогорского месторождения. Оно расположено на севере Сургутского нефтегазоносного района и связано с Холмогорским локальным поднятием, осложняющим одноменную структуру второго порядка. Названное локальное понятие имеет сложную изометричную форму. Северо-западная и южная периклинали структуры являются крутопадающими в отличие от сравнительно пологих северо-восточной и восточной. Основным продуктивным горизонтом месторождения является пласт БС102, приуроченный к отложениям верхов мегионской свиты (валанжин).

В литологическом отношении пласт представлен песчаниками мелко-среднезернистыми, полимиктовыми, кварц-полевошпато-вого состава м прослоями алевролитов и глин. Цемент песчаников карбонатный, глинисто-карбонатный, глинистый. Минеральный состав карбонатов кальцитовый, в некоторых случаях в качестве примеси встречен доломит. Наибольшая пес-чанистость пласта и его мощность (до 17 м) наблюдается на юго-восточной и центральной частях площади. На северо-западе песчано-алевритовые породы замещаются алеврито-глинистыми, а затем и существенно глинистыми.

Нами предпринята попытка выявить закономерности размещения глинистых минералов цемента продуктивного пласта названной выше литоло-гически экранированной залежи. Исследуемый глинистый материал был получен из песчаников, алевролитов и глинистых алевролитов отмучиванием с последующей декантацией глинистой суспензии. По известной методике из полученной суспензии выделялась фракция < 0.001 мм и готовились ориентированные препараты (Методика и результаты., 1970).

Фазовый состав глинистого вещества (фракция < 0.001 мм) определялся рентгенометрически на аппарате «Дрон-2.0». количественное содержание минералов в пробе устанавливалось условно по отношению базальных диагностических рефлексов на дифрактограммах, полученных при строго постоянных условиях сьемки. Количество набухающих пакетов в смешаннослой-ных образованиях ряда гидрослюда-монтмориллониг определялось по методике, предложенной Джонасом, Брауном и Мак-Юаном (Браун, 1965).

В результате проведенных исследований установленно, что состав глинистого цемента песчаников пласта БСщ2 Холмогорского месторождения является типичным для отложений данного стратйграфического уровня центральных районов Западной Сибири. Здесь присутствуют каолинит, хлорит, гидрослюда и смешаннослойные образования ряда гидрослюда-монтмориллониг (ССО). Каолинит преобладает в сущетвенно песчаных породах пласта, а ССО и гидрослюда в более глинистых разностях.

Приуроченность различных глинистых минералов к определенным петрографическим типам пород отмечалась во многих работах, но объясняется этот факт разными причинами (Ратеев, 1964; Милло, 1968; и др.).

Как показано авторами этих работ, в литературе сейчас рассматриваются две господствующие теории - диагенетичёская, учитывающая в некоторой степени роль глинистого вещества, поступающего в бассейн, но придающая основное значение аутигенному минералообразованию на начальных стадиях диагенеза; и аллотигенная, допускающая незначительное изменение неустойчивых минералов в диагенезе.

Ряд авторов признавая решающую роль аллотигенного происхождения минералов в глинистых толщах, допускают глубйкую переработку исходных глинистых минералов, находящихся в псаммито-алевритовых породах, в катагенезе, и синтетическое новообразование каолинита из растворов при оттеснении поровых вод углеводородами (Ушатинский, Зарипов, 1978). Именно этими факторами они объясняют повышенное содержание каолинита в песчаных отложениях Западной Сибири.

Придерживаясь взглядов М. А. Ратеева (1964), нами проведена интерпретация полученных результатов. Ввиду того, что точки опробования располагаются по площади месторождения неравномерно, пришлось отказаться от проведения изолиний содержания различных глинистых минералов. Были выделены зоны преимущественного распространения минеральных видов, содержащихся во фракции <.001 мм. При интерпретации учитывался тот факт, что в породах пласта БСю2 Холмогорского месторождения хлорит имеет повсеместное распространение как в песчаниках, так и в более токодис-персных разностях. В том и другом случае его содержание довольно высокое. Почти во, всех пробах он является либо основным, либо второстепенным минералом, тем самым затушевывая картину распределения других глинистых минералов.

На северо-западе, вблизи линии замещения, где в спокойной гидродинамической обстановке отлагались мелко- и тонкозернистые осадки, доминируют гидрослюда и смешаннослойные образования ряда гидрослюда-монтмориллонит с содержанием набухающих слоев до 60-70%. Каолинит встречается эпизодически, содержание его не превышает уровня примесей. В центральной зоне, вытянутой меридианально и захватывающей южное и северное крыло поднятия и центральную его часть, преобладает каолинит. Гидрослюда и смешаннослойные в это зоне находятся в виде незначительной примеси. Количество набухающих пакетов у ССО снижается до 30-35%. На восточном крыле структуры выделяется зона преимущественного развития гидрослюды, каоинит и смешаннослойные образования являются примесями.

Таким образом, по преобладанию одного из названных выше минералов выявились таи полосовидные зоны, ориентированные с юга на север. На востоке располагается зона гидрослюды, в центральной части структуры. -зона каолинита, на северо-западе развиты гидрослюда и смешаннослойные образования.

Анализируя распределение глинистых минералов в цементе пород пласта БСю2, нельзя не заметить влияние механической дифференциации глинистого материала по минеральному составу и размерам частиц, а также роль гидродинамического режима бассейна аккумуляции. В результате того, что скорость осаждения каолинита выше, чем у дрчгнх глинистых минералов (по Мюллеру, 1971, она возрастает в. направлении,-монтмориллонит -гидрослюда - каолинит), он отлагался. в сильно лодвиленои гидродинамической обстановке. В зонах, накопления каолинита под действием волн, происходило неоднократное взмучивание глинистого осадка, его перемыв, В этом случае здесь оставались только наиболее крупные, хорошо окристаллизо-ванные частицы этого мияерада, Тонкие, «угнетенные» формы каолинита вместе с гирослюдой и ССО выносились в более отдаленные участки с невысокой гидродинамической активностью. Влияние гидродинамического фактора в распределении глинистых минералов хорошо согласуется с результатами лабораторных экспериментов по моделированию седиментационных процессов (Сидоренков, Сонич, Быков, 1976). Аналогичные данные Смута по формированию минерального состава осадков миссисипской серии Честер в Иллинойсе приводит Ж., Милло (1968).

В общем случае во всех перечисленных пластах в значительных количествах широко развит хлорит, что сильно затушевывается характер распространения остальных глигистых минералов. В этой связи нами был убран "хлоритовых фон". После выполнения такого методического приема выявились достаточно четко выраженные закономерности распространения глинистых минералов относительно зоны фациального замещения коллекторов глинами.

Установлено, что ассоциации глинистых минералов образуют концентрически-зональное или сймметричесьси-полосовидное развитие но площади залежей. Выделены зоны: каолинитовая, гидрослюдистая, а также предоставленная смешанослойными образованиями ряда гидрослюда-монтмориллонит.

Минеральные ассоциации сменяются с удалением от латерального экрана в строго определенной последовательности. Примыкающая к экрану зона представлена смешанослойными образованиями, которые сменяются гидрослюдистыми, а затем каолинитовыми.

Закономерно увеличивается содержание смешанослойных образований с возрастанием в них количества набухающих пакетов с приближением к линии выклинивания пласта-коллектора и одновременным уменьшением содержания каолинита. Такая закономерность может явиться дополнительным литологическим критерием при трассировании линий выклинивания ловушек в процессе разведки связанных с ними залежей углеводородов.

Анализ выявленной зональности в залежах, связанных со структурами конседиментационного роста, показывает, что преимущественно каолинитовая ассоциация глинистых минералов цемента пород-коллекторов приурочена к наиболее возвышенным участкам палеоподнятий, на несколько больших глубинах располагаются гидрослюдистая зона и наконец в зонах перехода в существенно глинистые породы в значительных количествах появляются смешанослойные образования.

Таким образом, установленные закономерности в распространении глинистых минералов цемента контролируются динамикой среды осадко-накопления, т.е. главенствующую роль играли первичные седиментогенные факторы.

Петрофизические свойства пород-коллекторов зависят от многих геологических факторов, в том числе и от минералогического и гранулометрического состава скелета, минерального состава и количества цемента.

Особо следует выделить роль глинистого материала в определении направленности изменений физических свойств пород. Во-первых он является наиболее распространенным в терригенных коллекторах мезозоя. Во вторых, глинистые частицы обладая малыми размерами и, в силу своих структурно-минералогических особенностей обладают большей удельной поверхностью нежели обломочный материал. Это создает предпосылки для их активного взаимодействия с матрицей и насыщающими поровое пространство флюидами.

Однако геологические факторы взаимосвязаны и при определении коллекторских, петрофизических свойств и нефтегазонасыщения одновозра-стных пород, с учетом одного из них, преимущественно глинистого цемента, опосредованно учитываются и другие. Это обстоятельство повышает достоверность геологической интерпретации геофизических исследований скважин.

На фильтрационно-емкостные свойства, петрофизические и геофизические параметры коллекторов нефти и газа нижнемеловых и юрских отложений, залегающих на глубинах 2000-3000 м, в которых сосредоточены основные запасы углеводородов Среднего Приобья, значительное влияние оказывает глинистый цемент, являющийся основным цементирующим веществом (карбонатный цемент имеет подчиненное значение). При этом необходимо учитывать не только степень заглинизированности коллекторов, но и минералогический состав глинистого материала, так как от него зависит текстура и структура порового пространства /5/.

Подтверждением влияния минералогического состава глинистого цемента на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов нижнемеловых и юрских отложений Среднего Приобья являются установленные зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента пористости при различном содержании каолинита. При постоянстве пористости коэффициент проницаемости, как правило, выше там, где большее содержание каолинита в глинистом цементе.

Так же выявлены довольно тесные закономерности изменения удельной поверхности фильтрации коллекторов от их минералогического состава глинистого цемента при постоянной пористости. С увеличением содержания каолинита удельная поверхность фильтрации породы уменьшается и обратно ведет себя от количества хлорита.

Ранее установленной обратной связью коэффициента вытеснения нефти с удельной поверхностью фильтрации объясняется прямая зависимость его от содержания каоййнита в глинистом цементе рассматриваемых отложений. В связи с этим, актуальным является количественная оценка содержания глинистых минералов в цементе коллекторов нефти и газа как по данным керна, так и ГИС/21, 22, 23/.

Радиоактивность глинистого материала можно определить и по данным спектрометрического гамма-метода. Для нижнемеловых отложений Среднего Приобья на основе экспериментальных данных установлена связь С>гл = 0.876С>(и+Ш) + 2.176 с коэффициентом корреляции Ы=0.7, где С>(и+1Ь) - радиоактивность породы, обусловленная ураном и торием.

Таким образом, для оценки содержания глинистых минералов требуется следующий комплекс ГИС: ННМ-Т, ГГМ-П, ГМ, АМ, СП для определения '^гл; спектрометрический гамма-метод (СГ-М) для определения С>гл,

Второй способ оценки минералогического состава глинистого материала основан на данных петрофизических исследований керна. Зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента пористости дифференцируются по содержанию глинистых минералов и, главным образом, каолинита. Так в зависимости от содержания каолинита выделено три группы коллекторов (таблица).

Влияние содержания каолинита на фильтрационные свойства нижнемеловых и юрских отложений Среднего Приобья.

Группа Содержание Коэффи

Коллекторов Каолинита, Зависимость циент кор

Ск,% реляции

1 70-90 Ь£Кпр=0.329Кп-4.667 0.

2 40-70 ЬёКпр=0.258Кп-3.712 0.

3 10-40 Ь$|Кпр=0.211Кп-3.411 0.

Следовательно, по результатам петрофизических лабораторных исследований коэффициентов пористости и проницаемости кернового материала можно оценить содержание каолинита в глинистом цементе и определить группу коллекторов. Подобным образом можно выделять группы коллекторов и по результатам обработки ГИС: коэффициент пористости определяется по данным ГГМ-П, ННМ-Т, ГМ, АМ; коэффициент проницаемости по асп, керну или гидродинамическим исследованиям скважин.

Так при определении характера насыщения коллекторов нефтяных месторождений Западной Сибири широко используются сопоставления удельною электрического сопротивления рп с относительной амплитудой собственных потенциалов пород асп. При совместном рассмотрении всех коллекторов и разделении их на группы пластов по предложенной схеме (по содержанию каолинита), установлены разные геофизические критерии (рп кр и 01Сп кр) нефтеносных и водоносных пластов и при этом существенно уменьшается зона неоднозначности заключений о их насыщении /23/.

2.2. Закономерности изменения гранулометрических параметров при выклинивании песчано-алевритовых тел различного генезиса.

Продуктивные пласты неокома и юры характеризуются в основном мелкозернистыми кварц-полевошпатовыми аркозами, в разной степени алевритистыми и глинистыми. Содержание обломков эффузивных и осадочных пород, являющихся постоянной составной частью аркозов в среднем 8%, не превышая 20%. Обычна примесь слюды (мусковита, биотита), хлорита, карбонатных минералов.

В целом, как гранулометрический, так и петрографический состав весьма изменчив, обусловливая сильную изменчивость ФЕС продуктивных пластов. Особое внимание обращает на себя соотношение показателей пористости и проницаемости: в среднем высокое значение пористости (20%) при незначительной изменчивости (2%) и низкое среднее значение проницаемости (120 мД) при высокой изменчивости (91 мД).

Факторный анализ /24/, выполненный по образцам из продуктвных пластов вартовской свиты неокома показал, что среди 16 возможных факторов, влияющих на распределение петрофизических характеристик песчаников, ведущими являются четыре.

Первый фактор, определяющий распределение 81% пористости и 81% проницаемости прямо пропорционально связан грансоставом песчаной фракции и, прежде всего мелкозернистой (0.1-0.25мм) и обратно пропорционально с алевритово-глинистыми фракциями, а также количеством обломков горных пород в составе кварцево-нолевошпатовых аркозов. Это типично се-диментационный фактор, связанный с динамикой среды осадконакопления и степенью сортировки материала. Чем «чище» мелкозернистая фракция, тем лучше коллектор.

Второй фактор («скорость потока») интересен тем, что по нему можно определять отчего зависит распределение мелкозернистой фракции и с чем связана «чистота» фракции. Оказывается, чем крупнее и разнороднее гран-состав (выше скорость), тем меньше доля мелкозернистой фракции, а значит хуже коллектор.

Проблема прогнозирования залежей УВ связанных с ловушками выклинивания в мезозое Западной Сибири требует решения большого круга вопросов литолого-палеогеографического плана. Один из них поведение 1 ранулометрических параметров на участках выклинивания коллекторов. Подобная задача А. А. Матигоровым с соавторами /5/ в методическом плане проведена по обнажениям мезозоя и современным осадкам (640 ситовых анализов) по осадкам крупных пресноводных бассейнов (песчаники по р. Чулым, Красноярского края, илекская свита, неоком), по алевролитам средней юры Мангышлака, по современным баровым песчано-раковинным отложениям Северного Каспия. Сравнение рассмотренных примеров песчано-алевритовых тел из различных генетических типов отложений позволяет сделать устанавливать тип выклинивания, прогнозировать коллекторские свойства, связанные с литологическйми ловушками и определять направление выклинивания пласта.

При изучении литологических ловушек углеводородов из мезозойских отложений Западной Сибири было установлено, что с приближением к латеральному экрану гранулометрические параметры закономерно изменяются. Для выяснения механизма выклинивания в непосредственной близости к зоне фациального замещения песчано-алевритовых пород глинистыми в естественных обнажениях были детально опробованы и проанализированы с применением дробного ситового анализа и участки выклинивания песчано-алевритовых пластов различного генезиса а также осадки современной баро-вой отмели. Ниже приводится краткая характеристика изученных объектов.

По большинству гранулометрических параметров отмечается их закономерное изменение, заключающееся в том, что в каждом из рассмотренных случаев, несмотря на различный генезис отложений, наблюдается повторявмость зон равных значений в кровле и подошве пласта, причем выклинивание сопровождается смыканием или сближением кровельной и подошвенной зоны выпаданием из разреза срединных частей геологических тел. При этом максимальные, средние и модальные размеры зерен уменьшаются, а содержание пелйтовой фракции увеличивается.

Коэффициент отсортированности, как правило, увеличивается по направлению выклинивания, но происходит это по-разному: либо за счет смыкания нижней и верхней зон, если сортировка ухудшается от середины пласта к выше- и нижележащим его частям, либо за счет выпадения из разреза этих зон с сохранением срединной, если она имеет худшую отсортирован-ность.

Поведение максимальных размеров зерен в маломощных алевритовых пластах характеризуется возрастанием этого параметра с приближением к экрану и одновременно уменьшением среднего размера и возрастанием доли глинистого материала. Анализ характера поведения рассмотренных гранулометрических параметров позволяют утверждать, что наиболее информативными индикаторами выклинивания песчано-алевритовых пластов являются модальный размер зерен, содержание пелйтовой фракции и коэффициент отсортированности.

Законы поведения основных гранулометрических параметров в непосредственной близости от участков выклинивания песчано-алевритовых тел в основном совпадают с данными, полученными по скважинам, что позволяет полнее раскрыть детали динамики образования пластов, дает возможность отличать литологическое выклинивание от стратиграфического, прогнозировать направление выклинивания и местоположение глинистого экрана, оценивать поведение коллекторских свойств в литологических залежах, а также дает дополнительную информацию при построении региональных карт прогноза зон развития литологических ловушек

2.3 Карбонатный материал как показатель наличия литологической ловушки

Анализ химико-минералогического состава карбонатных конкреций юры и неокома приводится по большинству районов Западной Сибири, а также по опорным стратиграфическим разрезам севера Сибирской платформы. Ставится вопрос о возможности расчленения относительно монотонных разрезов по составу конкреций. В частности, анализ опорного разреза Ени-сей-Хатангского прогиба позволил А, А. Матигорову 161 выявить закономерную смену их состава в стратиграфическом порядке — от берриаса к готериву постепенно увеличивается железистость и в меньшей мере, магнезиальность карбонатов. Так берриасский ряд карбонатов относится к известково-магнезиальному (кальцит-доломит), валанжинский - к известковому, а готе-ривский - ближе к магнезиально-железисто-известковому.

Характеризуя конкреции в готеривских отложениях (горизонт БСю неокома) отмечается, что мощность линз и прослоев карбонатных и терриген-ных пород изменяется от 0,1 до 3,4 м, при модальных значениях 0,1-0,3 м. По минеральному составу конкреционные образования относятся к сидерите-доломито-известковому подсемейству кальцитового семейства (по А. И. Сидоренкову). (По данным рентгено-структурного анализа 120 проб преобладает кальцит и мангано-ферри-кальцит). Содержание конкреционных тел в горизонте БСю весьма неравномерно — в зонах однородного строения, к Которым часто приурочены ловушки и залежи сводового типа (Ягунское, Ю,-Ягунское и т.д.), значения коэффициентов конкрециеносности составляют 010 % с возрастанием их величин от свода структур к крыльям. Близкие величины данного параметра 0-5 % отмечаются и в глинистых отложениях, синхронных продуктивному пласту. В зонах выклинивания пород-коллекторов, к которым приурочены ловушки структурно литологического типа, значения коэффициента конкрециеносности достигают 15-37 %. Изложенный материал позволяет рекомендовать конкреционный анализ5для прогнозирования зон регионального замещения песчаных и алевритовых пород.

Наиболее детальные исследования терригенно-карбонатных пород с помощью рентгено-структурного анализа проведены А. А. Матигоровым по 75 образцам баженовской свиты из различных нефтегазоносных районов Западной Сибири, причем отдельно проведен анализ рассеянных карбонатов (кристаллы, зерна, агрегаты зерен, остатки раковин) /3, 4/. Рассеянные карбонаты составляют в породе в среднем 10 %. Карбонатные «конкреции» содержат карбонатов от 20 до 90 %. Отличаются последние по присутствию 1\%С03, СаС03 и других групп. Среди карбонатных минералов преобладает мангано-ферри-кальцит, далее идут по частоте встречаемости мангано-кальцит, доломит, железистый доломит, кальцит и анкерит. Во многих пробах отмечена примесь сидерита. Повышенное содержание доломита в конкрециях баженовских отложений свидетельствует об особой физико-химической обстановке осадконакопления и связывается это с периодической аридизацией климата в волжско-берриасское время. В целом, по минеральном}' составу выделяют две группы, принадлежащие к доломитовому и кальцитовому семействам. А. А. Матигоров в соответствии с взглядами Н. М. Страхова, считает, что доломитизация идет в условиях аридного климата, появления значительной биогенной массы, способствовавшей развитию планктонных форм микроорганизмов и накоплению в конечном счете битуминозной толщи, аналогичной доманиковой.

3. Комплекс лабораторных литолого-петрофизических исследований керна и шлама отвечающий современным требованиям ГРР и разработки месторождений.

Проведенный автором анализ результатов, выполненных в лабораториях российских и зарубежных сервисных организаций показывает, что существующий подход к исследованию кернокого материала, который часто вюцочает в основном определение филырационно-емкостных свойств (ФЕС), не обеспечивает комплексного, системного подхода к решению задач повышения эффективности геолого-разведочных и промыслово-геофизических работ, и разработки месторождений.

Одной из таких задач является петрофизическое обеспечение интерпретации ГИС,. которое невозможно без широкого комплекса лабораторных исследований, керна для выявления достоверных петрофизических связей. Выявление их природы для терригенных полимиктовых коллекторов и связей между цитологическими и петрофизическими параметрами требует расширения применяемых методов литолого-петрофизического изучения пород, разработки технологии и выбора рационального комплекса этих методов. Это еще раз доказал опыт работы при создании геологических моделей про-дуктивньрс пластов ряда месторождений Когалымского региона с применением современных компьютерных технологий. Отсутствие результатов комплексных лабораторных исследований на образцах и как следствие, отсутствие надежной современной петрофизической базы интерпретации ГИС потребовало проведение дополнительных исследований на керне.

Для изучения пород и содержащихся в них пластовых флюидов, обеспечения количественной интерпретации ГИС, подсчета запасов и решения задач, возникающих при разработке месторождений углеводородов, при непосредственном участии автора, разработана и внедрена технология позволяющая выполнять исследования на уровне современных требований. Она решена с использованием лабораторных программно-аналитических комплексов и приборов последнего поколения изготовленных ведущими фирмами. Кроме того реализована современная система долговременного хранения и использования керна, которая является составное частью данной технологии.

Технологическая схема комплексного лабораторного исследования, внедренная в Когалымском центре исследования керна и пластовых флюидов 11111 «Когалымнефтегаз» состоит из следующих блоков.

1. Систематизация и долговременное хранение керна и шлама включает следующие элементы:

1.1.Прием керна от буровых организаций в стандартных керновых ящиках. К керну прилагаются сопроводительные документы, полевое описание керна, диаграммы стандартного комплекса ГИС, результаты интерпре-тацииГИС. . ■ . .

1.2.Перекладка керна из ящиков в специальные коробки для долговременного хранения керна в механизированном кернохранидище оснащенном передвижным электропогрузчиком. Сведения о поступающем керне заносятся в базу данных кернохранилища которая является составной частью общей информационной системы Центра.

1.3.Предварителыгая обработка керна включает его продольную распиловку в соотношении 1:3, детальное литологическое описание керна и отбор образцов на комплексное исследование, сплошное фотографирование керна с помощью цифровой системы. Полученная информация по локальной сети передается на центральный сервер и используется при обработке материалов и для создания атласа текстур пород региона. Образцы отбираются из большей «половины» керна. Его меньшая часть является эталонной и подлежит длительному хранению.

1 АПрофильные исследования включают определение проницаемости и общей, а также спектральной, гамма-активности породы по профилю керна. Данные измерений вдоль оси керна используются для привязки керна к каротажной кривой. Кроме того диаграммы профильного зондирования применяются для уточнения интервалов перфорации перед вторичным вскрытием пласта при испытании на приток,

1.5.Исследования шлама выполняются для уточнения литологии пород в слабо изученных интервалах бескернового бурения. Кроме того результаты изучения шлама используются в качестве эталонных при определении интервалов залегания «обвальных» пород попадающих на забой скважины при некачественном цементаже или порыве колонны. Отмытая от бурового раствора проба шлама делится на две части. Одна используется для постоянного хранения в специальных альбомах «Sample Files» (файл для проб шлама), а другая применяется для литологического макроописания и проведения лабораторных исследований (изготовление искусственных шлифов и их петрографическое описание, определение минерального состава обломочной части и глинистого цемента, минеральной плотности).

2.Массовые (рутинные) определения основных фильтрационно-емкостных свойств пород в атмосферных условиях: открытая пористость абсолютная проницаемость (по газу), водоудерживающая способность (остаточная водонасыщенность методом центрифугирования), удельное электрическое сопротивление, плотность. Результаты определений используются для оперативной оценки коллекторских свойств, документации разреза, контроля достоверности результатов оперативной интерпретации данных ГИС, определения представительной выборки образцов для детальных литолош-петрофизических исследований.

3.Специальные углубленные петрофизические исследования проводятся на представительной выборке характеризующей особенности рассматриваемого; объекта. Объем выборки образцов и комплекс исследований зависят от сложности изучаемого объекта. По данным Петерсилье В.И., Раби-ца Э.Г. (1985г.) выборка должна составлять не менее 30-50 образцов и, как правило, не превышает 80-100. Комплекс исследований этого блока включает изучение структуры порового пространства (методы капилляриметрии, сжимаемости), пористости, фазовой и абсолютной проницаемости, электрических свойств, акустических характеристик в условиях моделирующие пластовые. Данный комплекс комплектируется с литологическими исследованиями: п&трофафическое описание шлифов (в том числе прокрашенных цветными смолами), рентгеноструктурный, рентгеноспектральный и грану-ло-метрические анализы. Результаты специальных исследований используются для разработки петрофизической основы интерпретации ГИС, контроля и обоснования достоверности подсчетных параметров полученных по ГИС при подсчете запасов, а также проектировании разработки месторождений и решении проблемных вопросов техногенного изменения коллекторов и повышения нефтеотдачи.

4.Исследование потоковых явлений пласта. Эксперименты, выполняемые в составе блока, проводятся на автоматизированных установках с программным управлением моделирующих термодинамические условия пласта. Они направлены на изучение коэффициентов вытеснения (в том числе с использованием различных реагентов), фазовых проницаемостей (с контролем насыщенности образцов в ходе эксперимента рентгеновским сканером), оценки влияния буровых растворов при первичном вскрытии пласта и оценки влияния растворов для глушения и гидроразрыва пласта. Результаты экспериментов этого блока исследований рассматриваются в комплексе с результатами литологических и геохимических анализов, с исследованиями структуры поррвого пространства (в растровом электронном микроскопе и методом капилляриметрип), с данными о физико-химических свойства пластовых флюидов и испытываемых техногенных растворах.

В процессе разработки месторождений увеличивается доля трудно извлекаемых запасов, значительная часть которых приурочена к низко проницаемым коллекторам. В связи с этим ведущая роль в увеличении КИН принадлежит методам направленным на обработку призабойной зоны пласта. Лабораторное моделирование на образцах керна, с учетом литологиче-ского и элементного состава пород, воздействия на пласт различных химических реагентов позволяет выбрать их наиболее оптимальные составы, концентрации и технологии, которые сооткетстпуют поставленным задачам.

Еще одним из важных направлений повышения уровня добычи нефти и уменьшение затрат является снижение риска бурения «пустых» скважин. Расчеты показывают, что за счет применения новых технологий качественного первичного и вторичного вскрытия пласта риск бурения непродуктивных скважин уменьшается до 25-30% Комплексное лабораторное изучение на образцах керна и моделирование влияния различных составов буровых растворов и жидкостей глушения скважин на призабойную зону пласта позволяет более обоснованно, с учетом особенностей состава пород и свойств коллектора, подойти к выбору буровых растворов и жидкостей глушения скважин при проведении капитального ремонта скважин.

5.Блок литологических и геохимических исследований включает петрографическое описание шлифов, в том числе прокрашенных цветными смолами, определение минерального состава обломочной части пород и глинистого, карбонатного цемента методом рентгеноструктурного анализа, элементного состава пород и техногенных веществ (рентгенофлюоресцент-ный метод). Важное место в данном комплексе занимает метод растровой электронной микроскопии с возможностью микрозондового определения элементного состава отдельных минеральных агрегатов и техногенных включений. Гранулометрический состав пород определяется двумя методами - традиционным гидравлико-ситовым и с помощью лазерного трехлучевого анализатора. Последний позволяет изучать глинистые частицы размерностью менее 0.001 мм. Результаты анализов, выполняемых в блоке литологических и геохимических исследований, используются для решения широкого комплекса проблем возникающих при подсчете запасов и разработке месторождений. Например таких как характеристика пород, причины снижения фильтрационных характеристик коллекторов при первичном и вторичном вскрытии пласта или в процессе эксплуатации скважины или техногенного воздействия на объект разработки.

6. Исследование пластовых флюидов (нефть, газ, газовый конденсат, пластовая вода) проводятся в атмосферных условиях и термодинамических, моделирующих пластовые. Па приборах применяемых в этом блоке выполняются определения комплекса параметров необходимых для подсчета запасов, контроля за разработкой месторождений, обоснования эффективности методов повышения нефтеотдачи, технологических расчетов при добыче и транспорте нефти.

7 .Анализ и представление результатов реализовано с применением современных компьютерных технологий и оборудования.

Результаты комплексного изучения пород-коллекторов и покрышек представляются в виде графических планшетов на которые вынесены диаграммы ГИС изучаемого объекта, .цитологическая колонка с лйтологическим описанием, распределение по разрезу параметров пород полученных в лабораториях, петрографическая характеристика выделяемых литотипов пород-коллекторов включающая снимки шлифов снимки полученные в растровом электронном микроскопе и другие особенности пласта. Дополнительно, в текстовой части отчета по комплексному изучению керна скважины, приводятся результаты Статистической обработки данных и полученные петрофи-зические зависимости с обоснованием их достоверности.

На основании выявленных закономерностей литолого-петрофизических свойств мезозойских терригенных коллекторов разработана региональная схема зональйости минерального состава глинистых минералов для шельфа Баренцева моря, позволяющая прогнозировать коллектор-ские и экранирующие свойства пород. Были получены зависимости и аналитические уравнения описывающие количественные взаимосвязи между минеральным составом глинистой компоненты, гранулометрическим составом и фильтрационно-емкостными свойствами пород позволившие повысить достоверность геологической интерпретации результатов геофизических исследований в скважинах. Уточнены геофизические критерии выделения нижнемеловых и юрских коллекторов для районов Широтного Приобья. Полученные закономерности изменения минерального состава глинистого цемента, гранулометрических параметров, а также распространения терриген-но-карбонатных образований в зонах замещения гранулярных коллекторов используются при уточнении положений литологических экранов. Разработан и внедрен комплекс лабораторных литолого-петрофизических исследований керна и шлама отвечающий современным требованиям ГРР и разработки месторождений.

По теме диссертации опубликованы следующие работы.

1. Особенности распространения глинистых минералов в продуктивных пластахруктурно - литологических ловушек углеводородов. Тюмень, 1979, 20-21.

2. Особенности распространения глинистых минералов в литологических ловушках (на примере пласта БСю Холмогорского месторождения). В кн. "Особенностироения литологических иратиграфических экранированных залежей нефти и газа в мезозое Западно - Сибирской равнины". Тр. ЗапСИБНИГНИ, вып. 144, Тюмень, 1979, 72-76.

3. Минеральныйстав карбонатов баженовскойиты и условия их образования. В кн. "Стратиграфия и фации фанерозоя Западной Сибири". Тр. ЗапСИБНИГНИ, вып. 169, Тюмень, 1982, 130-135.

4. Закономерности распространения конкреционных образований в зоне регионального замещения гранулярных коллекторов продуктивного горизонта БС-,0. В кн. "Конкреции и конкреционный анализ нефтегазоносных формаций". Тезисы докл. Всесоюзной научной конференции, Тюмень, 1983, 53-54. (совместноВысоцким В.Н., Зобнин Ю.А.).

5. Общность закономерностей поведения основных гранулометрических параметров при выклинивании песчано-алевритовых тел различного генезиса. В кн. "Новые направления и методы геолого-разведочных работ Западно - Сибирского экономического района" Тр. ЗаиСИБ1 П4ГНИ, вып. 144, Тюмень, 1984, 91-94.(СовместноСидоренковым А.И., Валюженич З.Л.).

6. Стратификация морского неокома Енисей-Хатангского прогиба с применением конкреционного анализа. В кн. «Выделение, и корреляция основных стратонов мезозоя Западной Сибири». Тр. ЗалСибНИГНИ вып.188, Тюмень, 1984, с, 56-64. (Совместно с А.И. Сидоренковым).

7. Особенности литологического состава и физические свойства ба-женотипных пород Южно - Баренцевской впадины. В кн. "Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР". Тезисы докл. Всесоюзной конференции, Москва, 1987. (Совместно с Зариповым О.Г., Коржиком В.И.).

8. Схема литолого - петрофизического разреза арктической зоны Европейской части СССР (литолого - петрофизический показатель и построение петрофизической кривой параметров горных пород). Материалы тематической выставки "Наука об океане - народному хозяйству". ВДНХ, Москва, 1987. (совместно с Тюремновым В.А., Зариповым О.Г.).

9. Оценка глинистости полимиктовых песчаников Баренцевоморского шельфа. В кн. "Нефтегазоносность Баренцево - Карского шельфа (по материалам бурения на море и островах)". Сборник научных трудов ПГО "Севморгеология", Ленинград, 1988, 139-145. (СовместноКоржиком В.И.).

10. Способ литологического расчленения разреза скважин в процессе бурения. Авторское свидетельство госкомизобретений СССР №1552805 от 22.04.1988г. (Совместно с Стрельченко В.В., Журовым Д.А., Моисеенко A.C., Мельниковым И.Г., Алтуховым Е.Е.).

11 .Разрез палеозойских и мезозойских отложений Северо - Гуляевско-го вала по материаламважины Северо - Гуляевской 1. В кн. "Нефтегазоносность Баренцево - Карского шельфа (по материалам бурения на море и островах)". Сборник научных трудов ПГО "Севморгеология", Ленинград, 1988, 125-138. (СовместноПреображенской Э.Н., Устиновым Н.В., Соловьевой М.Ф.).

12. V .и.т-' -.;мента песчано-алевритовых и глинистых чд пермо - трк:: ■ • сложений Баренцева моря. Тезисы докладов 7-и : • - i ¡го отделения ВМО "Геология и минерально-^; - . .lu^ ' .'Ърской плиты и ее складчатого обрамлен.' • .¡мять1 *г • ! 22-24. (Совместно с

Ивановой

3. v ■ гл . яия Баренцевоморского шельфа. г - ,. /отеской конференции

КомплексЕ--.- а-; -.ю- :v Г '-rv- - -инентального шельфа.

СССР, Mypv \ - >л|)ИПошлм О.Г., Тюремливым В. А.).

14. Ь ; • . . . тис мость пест. ' ■■■■ Тезисы докладов 2-й научно практической * • iiur, освоение нефтегазовых ресурсов континентального ы ф ;. iXCP, ланск, 1989, с, 95-96. (Совместно с Федорювой Т. А.).

15.Закономерности и5. • * петрофизических характеристик осадочных пород Баренцевского шельфа с глубиной залегания. Тезисы докладов 8-го Всесоюзного совещания по физическим свойствам горных пород при высоких давлениях и температурах, Уфа, 1990, часть 2, 67-68. (СовместноТюремновым В.А., Зариповым О.Г.).

16. Особенности геологического строения верхне и среднеюрских продуктивных отложений северо-западной части Южно - Баренцевской синек-лизы. Тезисы докладов Международного семинара "Тектоника Баренцево -Карского региона", Мурманск, 1991. (Совместно с Ягодиным В.В., Фуксом И.Б., Коржиком В.И.).

17.Петрофизические модели разрезов осадочного чехла структурно -тектонических элементов Баренцевского шельфа. Тезисы докладов Международного семинара "Тектоника Баренцево - Карского региона", Мурманск, 1991.(Совместно с Тюремновым В.А., Коржиком В.А.).

18.Терригенные коллектора восточной части Баренцева моря. Тезисы докладов Международной конференции "Потенциал нефти и газа в Баренцевом и Карском морях и прилегающей суши", Мурманск, 1992.

19. Основные чертыроейия и перспективы нефтегазоносности юрских продуктивных комплексовверной части Южно - Баренцевской НТО, В кн. "Нефтегазоносность Баренцево - Морского шельфа ( по материалом бурения на море и островах). Сборник научных трудов Внииокеанология, 1993, 44-17. (СовместноВинниковским B.C., Таныгиным И.А.).

20.Литофациальные и петрофизические характеристики резервуаров нефти и газа шельфа Баренцева моря. Москва: 1993 (Общ. и региональная геология морей и океанов, геол. Картирование: Обзор АО Геоинформмарк".) (Совместно с Поспеловым В.В.).

21.Геодинамика и нефтегазоносность Арктики. М. «Недра», 1993, 323 С. Гавршюв В. П., Федоровский Ю.Ф., Тронов ТО. А.

22. Учет влияния минерального состава глинистого цемента при оценке глинистости и фильтрационно-емкостных свойств террИгенных коллекторов. Тезисы докладов Международной конференции 14 Губкинские чтение "Развитие идей И.М. Губкина в теории и практике нефтегазового дела" Москва, 1996.

23 .Влияние минералогического состава глинистого цемента коллекторов нефти и газа Западной Сибири на их петрофизические и геофизические параметры. Сборник докладов Международной конференции и выставки по геофизическим исследованиям скважин. Москва, 1998. (Совместно с Кузнецовым Г.С:, Никаноровой Т.Ф., Турышев В.В., Хабаровым В.В.).

24. Особенности петрографическогостава неокомских песчаников Когалым'ского региона. Тезисы докладов 29 научно-техничёской конференции горно-нефтяного факультета ПГТУ, Пермь, 1998, 6-7. (СовместноБродягиным В.В.).

Сдано в печать 21.12.99. Формат 60x84/16.

Объем 1 уч. изд. л. Тираж 100. Заказ