И. М. Губкина Основные особенности плея залежей нефти в Баженовской свите Западной Сибири



Скачать 135.45 Kb.
Дата02.05.2016
Размер135.45 Kb.
Г.Я. Шилов (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)
Основные особенности плея залежей нефти в Баженовской свите Западной Сибири.
Баженовская свита верхней юры на площадях Западной Сибири, как одна из углеводородных систем, привлекает внимание исследователей уже много лет [1,2,3 и многие другие]. Несмотря на то, что в баженовской свите установлены промышленные залежи нефти (около 30), однако эти открытия происходили скорее попутно при поисках залежей нефти в других нефтегазоносных комплексах. Таким образом, до сих пор плея для проведения ГРР, целенаправленных на выявление залежей в Баженовской свите практически не существует.

Для обоснования такого плея необходимо определить ряд характеристик Баженовской свиты, от которого зависит это направление ГРР.

Наиболее характерным свойством Баженовской свиты (J3, волжский горизонт) является ее литологический состав. В ней доминируют тонкоплитчатые высокобитуминозные сицилиты, в различной степени кремнистые и известковистые аргиллиты, а также радиоляриты кремнистые и кремнисто-известковистые породы с содержанием биогенного кремнеза до 80%. По данным [4], кремнистая баженовская формация «черных глин» является материнской породой для 85% запасов залежей нефти Западно-Сибирского бассейна. Открытая пористость по керну для глинисто-кремнистых пород Баженовской свиты колеблется в пределах 3-8% [3].
Модель коллектора Баженовской свиты.

Относительно модели коллектора Баженовской свиты существуют разные подходы. Одни [3] считают, что нефть и газоконденсат содержится в Баженовской свите (Ю0) в трещиноватых тонкослоистых аргиллитах. Другие [4] – что коллектором Баженовской свиты является уникальная тонкозернистая порода (по всей вероятности алевролит). На Красноленинском своде [5] в Баженовской свите выделяют три типа коллекторов: карбонаты, песчаники и аргиллиты (бажениты), последние из которых характеризуются тонко- и микротрещиноватостью. Здесь нефтенасыщенные образцы аргиллитов, не содержащих трещины, при вертикальном сдавливании выделяли нефть из межплитчатого и особенно из тонкослоистого листоватого пространства.

В работе [2] природа коллекторов в битуминозных аргиллитах баженовской свиты объясняется следующим образом. Под действием уплотнения пород и температуры катагенетические преобразования ОВ приводят к появлению протонефти, которая скапливается в микротрещиноватых участках. Затем, под влиянием тектонических процессов вследствие упругих деформаций развивается система трещин, объединяющая многочисленные участки первоначальной емкости в гидродинамически связанную проницаемую среду промышленного коллектора.

Анализ существующих представлений о продуктивном коллекторе Баженовской свиты приводит нас к выводу, что локальные нефтепроизводящие площади материнских пород рассматриваемой свиты и места аккумуляции нефти большей частью существуют в одном и том же месте или на очень коротком расстоянии от мест образования нефти, т.е. первичная миграция происходит здесь на небольших дистанциях.

В то же время, несомненно, влияние региональных крупных тектонических нарушений на распределение ловушек в Баженовской свите, которые часто располагаются вдоль этих региональных нарушений, связывающих участки микротрещиноватости. С другой стороны установлено, что промышленные притоки углеводородных флюидов получены только на тех участках, где отсутствуют песчаные породы – коллекторы выше и ниже битуминозных аргиллитов [3], т. е. где весьма затруднена первичная миграция углеводородов за пределы Баженовской свиты.

Таким образом, по нашему мнению, в качестве модели продуктивного коллектора баженовской свиты можно взять пачку переслаивания тонкослоистых высокобитуминозных аргиллитов и прослоев алевролитов. Все алевролитовые прослои гидродинамически связаны между собой благодаря микротрещиноватости, что создает проницаемые аргиллито-алевролитовые пачки (рис.1). Также допускается проницаемость алевролитовых прослоев даже в отсутствие микротрещин.

Подтверждением предлагаемой модели коллектора служат отложения баженовской свиты в скважине № 42 Харасавэйского месторождения, где из пачки чередования глинистых пород и мелкозернистых алевролитов был получен приток газоконденсата дебитом 80тыс.м3/сут.



Рис.1. Модель порово-трещинного коллектора Баженовской свиты.


Условия образования. Цикличность.

По мнению многих исследователей отложения Баженовской свиты являются глубоководными морскими образованиями. На наш взгляд бажениты образовались на нижней части континентального склона, где небольшие колебания уровня моря приводили к формированию слоистых толщ чередования глубоководных глин и тонкозернистых алевролитов. Впоследствии глины под действием температуры и давления были преобразованы в аргиллиты. В качестве примера, в таблице 1 приведена обстановка осадконакопления верхнеюрских отложений по Вынгаяхинскому месторождению.

Таблица 1

Характеристика обстановок осадконакопления в верхней юре Вынгаяхинского месторождения.



Стратиграфические подразделения

Характер циклитов

Обста

новка


осад-

ко-


нако-

плен.


Агент

пере


носа

Нап

равле


ние

пото


ка оса

дков


Формация

Генетич.

группа фа-

ций


Система

От

дел


Свита

Плаcты

Регио

цик


лит

Мезо

циклит


Юрс

кая


верхний

Баженов

ская

Ю0

Проциклит

Проциклит

Морс

кая


вода

Вертикаль ное

Глубоковод-но-морская, глинистая,

тонкоплитч.

битуминозн.

темноцветн.



Глубоководного моря

Геор

гиевская


Ю1

Проциклит

Лате

раль


ное

Мелководно-морская алеврито-глинистая, массивная и грубоплитч.,

сероцветная



Мелководного моря

Васюганская

Проциклит

Лате

раль


ное

Таким образом, по результатам наших исследований Баженовская свита является кровельной частью верхнеюрского регионального проциклита и выделять ее в качестве самостоятельного регионального циклита значит допускать ошибку. В этом случае в Баженовской свите мы бы должны видеть отложения таких фаз регионального циклита как регрессии, дифференциации. Однако, литологический тип отложений баженовской свиты указывает на ее глубоководный морской генезис, характерный для фаз трансгрессии региоциклита, т.е. когда баженовскую свиту мы считаем кровельной частью верхнеюрского регионального проциклита.

На практике характер цикличности разреза лучше устанавливать с помощью графиков тектонического прогибания структур по изученным разрезам пробуренных скважин (по каротажу) или по данным сейсморазведки. На рис. 2 приведен пример выделения региональных циклитов с помощью графиков тектонического прогибания для структур Ямальского региона. Анализ таких графиков тектонического прогибания помогает, как правило, обосновать региональную схему цикличности осадконакопления (рис. 3).


Рис.2. Графики тектонического прогибания структур полуострова Ямал в юрское время

Рис. 3. Сопоставление схем цикличности юрских отложений: общей – по Западной Сибири и региональной -

для структур Ямальского полуострова (северная часть) и Карского моря.


Геофлюидальные давления Баженовской свиты.

Определение поровых давлений по данным ГИС в отложениях Баженовской свиты по многим площадям Западной Сибири показало, что во многих случаях в глинистых породах здесь существуют аномально высокие поровые давление (АВПоД) (см. например, рис.4). Генезис АВПоД в Баженовской свите, как правило, бывает связан с большой скоростью опускания осадочного бассейна, когда уплотнение пород происходило при затрудненном оттоке порового флюида.

Так как Баженовская продуктивная толща фактически является закрытой гидрогеологической системой, то здесь наблюдается равенство поровых и пластовых давлений, замеренных манометрами при испытании скважин, т.е. в коллекторской части Баженовской свиты развиваются аномально высокие пластовые давления ( АВПД).


Выделение продуктивных интервалов в Баженовской свите по данным ГИС.

Литологические и петрофизические исследования керна Баженовской свиты многих месторождений показали, что здесь имеются аргиллито-алевролитовые порово-трещинные и трещинные коллекторы (см. рис.1), которые характеризуются прежде всего сильной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по площади распространения рассматриваемой свиты.

Так, например, на Вынгаяхинской площади существование нефтяной залежи в баженовской свите (скважины №№ 35,37,38,352) на наш взгляд также связано с развитием трещиноватости в аргиллитах.

Все это вызывает большие трудности при интерпретации материалов ГИС.

Таким образом, задача выявления продуктивных интервалов в баженовской свите сводится к определению в ней трещиноватых зон, для выделения которых используют методы ГИС [6].

Как известно, для оценки вторичной пористости пластов, обладающих блоковой пористостью более 5%, используют следующее выражение:

Кп.втор. = ( Кп.нк –Кп.Р)/(1-Кп.Р) (1)

где,


Кп.втор. – вторичная пористость пластов, в общем случае равная сумме

кавернозной (Кп.кав.) и трещинной (Кп.тр) пористости.

Так как в аргиллитах баженовской свиты кавернозная пористость, как правило, отсутствует, то можно принять, что

Кп.втор. = Кп.тр. (2)



Рис. 4. Барическая модель распространения пластовых и поровых

давлений и зон АВПоД в скважинах Харасавэйского

месторождения. Градиенты давлений: 1 – максимального порового давления

в глинистых покрышках (зонах АВПоД); 2 – порового давления

в глинистых покрышках вблизи интервалов нормального

уплотнения; 3 - порового давления глин в интервалах нормального

уплотнения; 4 – пластового давления в коллекторах.

Кп.нк – общая пористость пород по данным НКт,

Кп.Р – блоковая пористость по данным электрического каротажа с учетом

поправки за остаточное нефтенасыщение.

Для оценки Кп.Р сначала определяют Кп (пористость по электрическому каротажу), исходя из известного соотношения:

Рп = Кп -m (3)

где,


Рп – параметр пористости, определяемый из формулы

Рп = ρп/ ρв (4)

здесь,

ρв – удельное сопротивление пластовой воды в баженовских



коллекторах (например, на Вынгаяхинской площади ρв= 0.07омм),

m – структурный коэффициент пористости. Если петрофизические

определения этого коэффициента для баженовской свиты

отсутствуют, то рекомендуется принимать m=2.

Значение Кп.Р определяют по следующей формуле:

Кп. Р = 1.3 Кп (5)


После оценки трещинной пористости для пластов переходят к выделению трещинных коллекторов, исходя из соотношения, что при

Кп.тр > Кп.тр* (6)

где,

Кп.тр* - критическая величина трещинной пористости для



трещиноватых коллекторов)

мы имеем продуктивный коллектор в баженовской свите.

Критическое значение Кп.тр* определяется путем сравнения гистограмм распределения Кп.тр для объектов давших приток флюида при испытании и «сухих» объектов в баженовской свите.

Мы рассматриваем также случай, когда в аргиллитово- алевролитовой (глинистой) пачке Баженовской свиты продуктивными коллекторами могут быть прослои алевролитов без трещиноватости. Тогда алгоритм интерпретации данных ГИС глинистых алевролитов будет состоять в следующем.

По аналогии с чистыми водонасыщенными песчаниками, для которых

ρвп = а ρв / Кпm (7)

для сланцеватой алевролитовой глинистой породы, состоящей из алевролита и собственно глины, при установлении связи между удельным сопротивлением глинистого материала ρгл и сопротивлением сланцеватой алевролитовой глинистой породы ρгл.п можно записать

ρгл.п =ρ гл / (1- Iалевр)х (8)

где

Iалевр – алевролитовый индекс



Значение коэффициента «х» меняется в пределах 1.4 – 2.4, но обычно х=2.

Используя полученное уравнение (8), а также два следующих взаимоотношения:

Vгл.п. = Vалевр. + Vгл (9)

и

Iалевр. = Vалевр. / Vгл.п. (10)


Можно записать уравнение для сопротивления глинистого алевролитового коллектора:

1/ ρп = Кп2 Кв2 / а ρв (1- Vгл.п) + Vгл (1- Iалевр) Кв/ ρгл (11)

Здесь,

ρп – истинное сопротивление глинистого алевролитового коллектора,



Кп – открытая пористость глинистого алевролитового коллектора,

Кв – водонасыщенность глинистого алевролитового коллектора,

Vгл.п. – объемная глинистость сланцеватой алевролитовой глинистой

породы (слоистая глинистость),

Vгл – объемная глинистость глинистого алевролитового коллектора,

Решая уравнение (11) относительно Кв можно определить насыщение глинистого алевролитового коллектора.

Значение ρгл можно взять как сопротивление глинистых вмещающих пород.

Значение Vгл определяется по данным гамма-каротажа (ГК) стандартным способом.

Значение слоистой глинистости Vгл.п лучше определять по данным микрометодов электрического каротажа или по кривой ПС стандартным способом.

Для определения индекса алевролитистости (Iалевр) можно воспользоваться двумя способами;



  1. если в наличии имеется плотностной и нейтронный каротажи, то строится кросс-плот Кп(ггк-п) = f [Кп(нкт)]. Далее на этом кроссплоте по линии “shale” определяют Iалевр, как отношение отрезков X/Q (см., например, рис.4.4 на стр.41. Schlumberger, Log Interpretation, Volume 2 -Application).

  2. При наличии ГК и ПС строится кросс-плот αпс = f ( ηгл.РК), т.е. зависимость относительной приведенной аномалии ПС от относительной глинистости по РК (по Шилову Г.Я [6]), где по шкале алевролитистости можно определить содержание алевролитового материала в исследуемых пластах.

Открытая пористость пластов Кп определяется стандартным методом по данным НКт (тогда из общей пористости надо вычесть значение ωКгл или по данным αпс

Хорошие перспективы для выделения продуктивных коллекторов в баженовской свите имеют такие методы ГИС как ядерно-магнитный каротаж (ЯМК) и гидродинамический каротаж (ГДК).



Баженовский плей.

Как известно, под плеем в практике ГРР понимают совокупность однотипных залежей (открытых и предполагаемых), поиски и разведка которых ведутся по одной методике и одинаковым комплексом технических средств, сосредоточенных в одном нефтегазоносном этаже (комплексе отложений) и в пределах одной тектонической зоны в едином нефтегазоносном бассейне. С другой стороны, плей - это однородное с нефтегеологической точки зрения трехмерное пространство, локализованное по площади и по стртиграфическому разрезу, содержащее открытые и прогнозируемые залежи УВ.

Таким образом, плей, кроме собственно геологических характеристик (формационный и литофациальный состав, характеристики тектонической или нефтегеологической зоны, тип залежей) должен характеризоваться также глубинами залегания, термобарическими условиями, ФЕС продуктивных коллекторов, величиной начальных суммарных запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата, степенью разведанности НСР и др.

На основе обобщения геолого-геофизических данных и опыта изучения Баженовской свиты нами обоснован плей для залежей нефти данного уникального объекта, который в общем состоит из следующих трех этапов (рис.5):



  1. Определения местоположения перспективных участков

Баженовской свиты, которые будут обладать благоприятными

коллекторскими свойствами и возможной продуктивностью.



  1. Изучение геологических характеристик перспективных участков Баженовской свиты, в том числе при исследовании геологических разрезов поисково-разведочных скважин.

  2. Выявление залежей нефти в Баженовской свите и оценка их запасов (ресурсов).

Как видно из рис. 5, на первом этапе наибольшая роль отводится сейсморазведке, по результатам которой изучаются не только структурные особенности строения Баженовской свиты, но и выявляются региональные тектонические нарушения и зоны трещиноватости (например, с помощью технологии «Общей рассеивающей точки – СSP»). На этом этапе определенное внимание уделяется изучению вмещающих пород, как по данным сейсморазведки, так и по ГИС и керну. Итогом первого этапа баженовского плея должны быть установленные перспективные участки Баженовской свиты (неструктурные ловушки).

На втором этапе рассматриваемого плея все усилия направляются на изучении геологических, геохимических и термобарических характеристик интервалов баженовской свиты в разрезах поисково-разведочных скважин, пробуренных на территории ранее выделенных перспективных участков. Большая роль здесь принадлежит геохимическим исследованиям керна, когда устанавливаются основные черты нефтяной системы баженовских пород [4].

Рис.5. Характеристика плея Баженовской свиты.


На этом этапе детально изучается литофациальный состав, ФЕС и термобарические параметры отложений Баженовской свиты по ГИС и керну.

На третьем завершающем этапе плея по ГИС выделяют продуктивную часть разреза Баженовской свиты и определяют подсчетные параметры залежи УВ, а также устанавливают пространственные параметры залежи (положение ВНК). Здесь же проводят комплекс петрофизических исследований на керне для получения необходимых параметров и петрофизических связей для подсчетов запасов. Получают геологические и фильтрационные компьютерные модели залежи УВ в Баженовской свите. Вырабатывают рекомендации для технологической схемы разработки и проведения дальнейших ГРР.
Литература:
[1] – Нестеров И.И. «Нефтегазоносность глинистых битуминозных пород»

/Тр.ин-та/ Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири.

ЗапСибНИГНИ, 1985, с. 3-19

[2] – Коровина Т.А., Федорцов И.П., Кропотова Е.П.

«Особенности состава, физико-химических свойств и емкостных

характеристик битуминозных аргиллитов». Нефтяное хоз-во, 2001,

№9, с. 22-25

[3] – Гайворонский И.Н., Леоненко Г.Н., Замахаев В.С.

« Коллекторы нефти и газа Западной Сибири, их вскрытие и

Опробование» М.: ЗАО «Геоинформарк», 2000, 364с.

[4] – Лопатин Н.В., Емец Т.Р., Романова Е.А.

« Разведочный риск в тонкозернистых коллекторах из

нефтематеринских пород». Тезисы докладов 64-й конференции EAGE,

Флоренция, 2002г.

[5] – Вертиевец Ю.А. «Геологическое обоснование разработки отложений

Баженовской свиты (Западная Сибирь, Красноленинский свод)»

Тезисы докладов конференции «Инновационное развитие нефт. и

газов. пром-ти России: наука и образование» XVIII Губкинские

чтения, М.: 2009, с. 189-190

[6] – Шилов Г.Я., Джафаров И.С. «Генетические модели осадочных и

вулканогенных пород и технология их фациальной интерпретации

по геолого-геофизическим данным»-М.: Инф. Центр ВНИИгеосистем,



2001, 394с.


База данных защищена авторским правом ©bezogr.ru 2016
обратиться к администрации

    Главная страница