Геолого-геофизические исследования и модели природных резервуаров баренцево-карского региона с целью наращивания ресурсной базы углеводородов
| Вид материала | Автореферат |
- Р. Х. Бахтеев (зао «Казанский Рецэн»), 190.97kb.
- Программа заседаний секции «Комплексные геолого-геофизические исследования недр», 87.35kb.
- Адсорбция белка на природных сорбентах, 52.62kb.
- План урока: 1 Общая характеристика природных источников углеводородов. 2 Природный, 37.1kb.
- План урока: 1 Общая характеристика природных источников углеводородов. 2 Природный, 36.74kb.
- Прогноз крупнЫх месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе России, 607.91kb.
- Правовые основы экономики и организации геологоразведочных работ, 1002.58kb.
- Примерная тематика дипломных работ по специальности, 141.59kb.
- Елецкий Н. Д., Корниенко О. В. Мировая экономика, 3133.17kb.
- Рабочая программа повышения квалификации Определение геолого-промысловых параметров, 58.58kb.
2.1.Современные представления о тектоническом развитии региона
Шельф Баренцева моря является северным продолжением Восточно-Европейской платформы. Фундамент здесь сложен интенсивно дислоцированными и метаморфизированными образованиями архейско-нижнепротерозойского возраста. Осадочный чехол можно условно разделить на два структурных этажа, различающиеся формациями и геологической историей:
- нижний этаж – преимущественно карбонатные комплексы низов карбона, девона, силура, ордовика, возможно, кембрия;
- верхний этаж – глинисто-терригенные толщи с возрастом от перми до кайнозоя включительно.
По существующим представлениям (И.И. Нестеров, А.Э. Конторович, В.П. Гаврилов, В.А. Холодилов и др.) шельф Баренцево-Карского региона относится к пассивным континентальным окраинам атлантического типа. Для них свойственно наличие зрелой материковой коры и возникновение системы листрических разломов вдоль ее внешнего края. Разломы эти формируются в условиях горизонтального растяжения (Ю.Г. Леонов и др., 2007).
В тектоническом отношении в Баренцевом море с севера на юг выделяются: Свальдбарская антеклиза, Западно-Баренцевский и Восточно-Баренцевский мегапрогибы, Центрально-Баренцевская зона поднятий, сочленяющая Западно- и Восточно-Баренцевский мегапрогибы, Приновоземельская ступень, примыкающая к Новоземельско-Пайхойской гряде; Кольско-Канинская моноклиналь.
Акватория Карского моря в тектоническом отношении представляет собой крайнюю северную часть Западно-Сибирской эпигерцинской плиты. На западе плита по глубинному разлому типа краевого шва граничит с Пайхой-Новоземельским орогеном, а на севере ее граница условно проводится по южной оконечности Северо-Сибирского порога.
Складчатый фундамент на севере Западно-Сибирской плиты, по мнению ряда авторов сложен магматическими и метаморфическими породами докембрийского возраста. Результаты сейсморазведки и бурения глубокой скважины на острове Свердруп, которая под юрскими отложениями вскрыла сильно дислоцированные и метаморфизованные породы протерозоя, свидетельствуют о том, что и в пределах акватории Карского моря фундамент имеет в основном докембрийский, вероятнее всего, байкальский, возраст. На отдельных участках, где фундамент был переработан в каледонскую фазу складчатости, в его строении принимают участие и дислоцированные породы нижнего палеозоя.
Осадочный чехол всей Западно-Сибирской плиты и акватории Карского моря как ее части сложен мощной толщей терригенных осадков мезо-кайнозойского возраста.
На изученной сейсморазведкой части акватории четко прослеживаются западная и северная границы Западно-Сибирской плиты. На западе плита по глубинному разлому типа краевого шва граничит с Пайхой - Новоземельским орогеном, а на севере граница плиты проводится по южной оконечности поднятия Северо-Сибирского порога, который, судя по ограниченным сейсмическим и гравиметрическим данным, представляет собой выступ древнего протерозойского фундамента и является периклинальным окончанием Северо-Таймырской складчатой системы.
Остальная часть акватории входит в состав региональных тектонических элементов Западно-Сибирской плиты: Внешнего тектонического пояса и Ямало-Тазовской мегасинеклизы. Граница между ними проводится по крупному флексурному перегибу, соответствующему высокоамплитудному разлому фундамента, которым контролируется распространение пермо-триасовых отложений.
В пределах изученной части акватории и прилегающей суши выделяются тектонические элементы более низкого порядка – Припайхойско-Приновоземельская моноклиза, Южно-Карская синеклиза и северо-восточная часть Пайхой-Таймырской седловины.
Общим для Баренцево-Карского региона является формирование верхнеюрско-нижнемеловой нефтегазоматеринской толщи доманикоидного типа. Это битуминозные кремнисто-глинистые породы Баренцева моря и карбонатно-кремнисто-глинистые толщи баженовской свиты севера Западной Сибири и юга Карского шельфа.
Прослеживается общность положения основных сейсмических отражающих горизонтов (ОГ) мезозоя на обоих участках изученной территории. Горизонт В, приуроченный к пограничным слоям неокома, сложенным глинисто-битуминозными отложениями, сменяющимся по латерали и вертикали клиноформными склоновыми глинисто-песчаными комплексами неокома Печорского моря и практически аналогичный ОГ «Б», депрессионный баженовский горизонт и клиноформная ачимовская толща Западной Сибири. Преобладающее падение клиноформ в обеих регионах западное, депрессионный комплекс в общих чертах также идентичен. Незначительные отличия связаны с несколько большей кремнистостью и меньшей карбонатностью Западно-Сибирского баженовского комплекса.
2.2. Стратиграфия, литофациальная характеристика
Содержание настоящего раздела базируется на изучении материалов глубокого бурения на шельфе Баренцева и Карского морей (Обской и Тазовской губ), материалов бурения на суше – на островах, полуостровах и в прибрежной зоне, материалов морских геофизических работ, результатов геологической съемки, а также исследований известных в нефтегазовой геологии ученых (М.С. Зонн, Ю.К. Бурлин, Е.В. Захаров, Е.Г. Бро, В.А. Скоробогатов и др.)
Основное внимание уделено наиболее разбуренным и изученным автором месторождениям Печорского моря, Обской и Тазовской губ Карского шельфа. В Варандей-Адзьвинской структурной зоне Печорского моря изученный разрез начинается с морских карбонатных толщ ордовика и силура с прослоями глинисто- доломито – эвапоритовых образований. В северо-западной части зоны увеличивается глинистость отложений при сокращении мощности силурийских толщ. В составе верхнего палеозоя также преобладают карбонаты, однако здесь значительную роль играют также глинистые и песчано-алевритовые породы. Пермские толщи несогласно перекрыты переслаиванием песчаников, алевритов, глин триасового возраста континентального происхождения. Юрские отложения с резким стратиграфическим несогласием залегают на размытой поверхности триаса. Они сложены прибрежно – морскими песчаниками и глинистыми породами. Такими же породами образованы и меловые толщи. В составе кайнозойских образований преобладают глины, суглинки, супеси.
В акватории Обской и Тазовской губ разрез начинается со складчатого палеозоя, сложенного разного характера сланцами, карбонатами породами, метомарфизированными песчаниками с горизонтами базальтов. Эти толщи несогласно перекрыты терригенными породами триаса континентального и мелководноморского происхождения. Юрские и меловые образования сложены терригенными и глинистыми породами, иногда углистыми. В составе кайнозоя преобладают глинистые, кремнисто-глинистые, песчано – алевралито - глинистые образования.
2.3.Нефтегазогенерационный потенциал продуктивных комплексов
Геохимический раздел исследований посвящен анализу возможности формирования нефтегазоносности на основе изучения нефтегенерационных способностей отложений осадочного чехла Баренцево-Карского региона. Связанные с этим проблемы с разной степенью детальности были освещены в работах Т.К. Баженовой, И.С. Грамберга, Т.А. Кирюхиной, Ю.И. Корчагиной, Н.П. Лопатина, Н.Н. Немченко, О.И. Супруненко, В.А. Чахмахчева и других специалистов, занимающихся проблемами формирования нефтегазоносности акваторий арктического шельфа и прилегающих сухопутных регионов.
Установлены некоторые региональные закономерности газонефтеносности Баренцево-Карского региона. Одной из наиболее важных из них является смена нефтяных залежей, имеющих преимущественное распространение в континентальном секторе, газоконденсатными и газовыми на месторождениях акваториальной части. Многие исследователи связывают это с увеличением континентальной составляющей в юрских и меловых отложениях, другие считают главной причиной усиление степени катагенеза отложений. Но пока в мезозойских залежах действительно обнаружены только газовые и газоконденсатные залежи.
Моделирование процессов нефтегазообразования в разрезе осадочного чехла на основе анализа нефтегенерационных возможностей нефтегазоматеринских толщ и степени их катагенетической зрелости позволяет фиксировать наличие или отсутствие процессов нефтегазогенерации и их динамику во времени и пространстве.
Геохимические исследования продуктивных отложений Баренцево-Карского региона проводилось на основе изучения материалов немногочисленных скважин, пробуренных на открытых к настоящему времени месторождениях. Кроме того, привлекались данные исследования отложений сопредельной суши Тимано-Печорского и Западно-Сибирского бассейнов и островов, расположенных по периферии Баренцевоморского шельфа. Анализ геохимической информации позволил выделить основные нефтематеринские и газоматеринские толщи различной продуктивности.
К ним относятся в палеозойских отложениях верхнедевонско-каменноугольная и пермская НГМТ, представленные кремнисто-глинистыми битуминозными аргиллитами, содержащими ОВ преимущественно сапропелевого типа. На большей части изучаемой территории эти толщи исчерпали свой генерационный потенциал. Степень преобразования пермских отложений по периферии шельфа соответствует заключительной фазе главной зоны нефтегенерации (градация катагенеза МК3 - Адмиралтейская площадь), что позволяет предполагать возможность генерации УВ на приподнятых участках периферии Баренцевоморского шельфа.
В Карском регионе палеозойские отложения практически не изучены. Они вскрыты на Ямале и их условно можно отнести к нефтематеринским. Степень их преобразования не позволяет относить их к разряду нефте- и газопроизводящих.
В мезозойских отложениях установлены нефтегагазоматеринские толщи в средне- и верхнетриасовых, нижне-среднеюрских отложениях, представленные прослоями глинистых пород, обладающих хорошими и умеренными нефтематеринскими свойствами. На большей части Баренцевого региона они находятся в ГЗН и способны генерировать как жидкие, так и газообразные УВ, причем в северном направлении предполагается увеличение доли жидких компонентов в силу улучшения качества нефтематеринских толщ. О нефтегазогенерационных способностях триасовых отложений Карского региона данных практически нет. Область распространения их отложений ограничена и приурочена к наиболее прогнутым частям Ямальской палеорифтовой зоны.
В Карском регионе степень преобразования нижне-среднеюрских НГМТ весьма неравномерна. Так, в районе Харасавэйского месторождения степень катагенеза нижне-среднеюрских отложений соответствует главной зоне газогенерации. На Бованенковском месторожении эти отложения находятся в ГЗН.
Верхнеюрские отложения являются основной нефтематеринской толщей в Баренцево-Карском регионе. В Баренцевом море они выделяются как «волжские черные глины», которые являются аналогом баженовской свиты. На большей части Баренцева моря по расчетным данным они не достигли ГЗН или находятся на начальных ее стадиях. Большая степень преобразования отмечается только в Южно-Баренцевской впадине, где они возможно находятся в ГЗН. В Карском регионе верхнеюрские НМТ находятся в ГЗН.
Нижнемеловые и альб-сеноманские НГМТ в Карском регионе содержат большое количество ОВ гумусовой природы в рассеянной и концентрированной форме, что, несмотря на незначительную катагенетическую зрелость (ПК1-ПК3), способствует генерации больших количеств газовых компонентов, которые концентрируются в основном в сеноманских ловушках.
Таким образом, в Баренцево-Карском регионе выявлены нефтегазоматеринские толщи в верхнедевонско-каменноугольных и пермских отложениях палеозойской части разреза и в средне-верхнетриасовых, нижнее-среднеюрских, верхнеюрских и меловых отложениях в мезозойском интервале разреза.
Глава 3. Модели природных резервуаров в продуктивных толщах осадочных бассейнов Баренцево-Карского региона
3.1. Принципы моделирования геологических систем
Современная нефтегазовая геология и геофизика располагает все большим и постоянно растущим числом источников информации. К ним относится накопленные за десятилетия общегеологические представления, позволяющие широко использовать метод аналогий в априорных построениях крупно- и мелкомасштабных геологических моделях участков земной коры; результаты аэрокосмических исследований; данные геодинамики и геотектоники; обширный комплекс полевых и скважинных геофизических и геохимических методов разведки; петрофизические и геохимические исследования образцов керна, шлама и пластовых флюидов. Однако при современном состоянии геологии, геофизики и геохимии все же около 30% скважин оказываются неудачными и ликвидируются по геологическим причинам. Этому в значительной мере способствует совершенно различная плотность и равномерность геолого-геофизической информации в отдельных регионах или даже в пределах одной площади. Например, в морских скважинах с ограниченным разведочным бурением, как правило, недостаточен объем петрофизической и геохимической информации, да и просто мало скважин для детального изучения продуктивной толщи. Поэтому на разведочном этапе важнейшим моментом является оценка степени информативности имеющихся геофизических данных, представительности каменного материала, комплекса ГИС. Это требует привлечения математического аппарата и компьютерных технологий, т.е. математического моделирования как объекта изучения, так и процессов, протекающих в недрах.
Математическому моделированию должно предшествовать моделирование геолого-геофизическое, базирующееся на возможно более детальных представлениях о геологическом строении изучаемого участка земной коры и свойствах слагающей его толщи пород.
В настоящее время существует большое количество компьютерных технологий геологического моделирования нефтегазовых месторождений, включающих геометризацию залежей, оценку подсчетных параметров по скважинам, подсчет запасов УВ. В условиях шельфа реальное их применение наталкивается на серьезные трудности, связанные с крайне ограниченным числом разведочных скважин и, соответственно, низкой представительностью каменного материала.
В связи с вышесказанным, оценочные параметры приходится брать по аналогии с другими месторождениями (структурами), чаще всего на сопредельной суше. Такой подход требует максимально возможную достоверность и детальность построения геологической модели. Главным источником информации для этого на поисково-разведочном этапе является сейсморазведка. Современные методы обработки сейсморазведочных данных позволяют не только установить структурные особенности резервуара, но и в ряде случаев судить о фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов.
3.2. Геолого-геофизические модели Западно-Сибирской плиты и ее обрамления
3.2.1. Гравитационная и геомагнитная модели
О плотности глубинных слоев Западно-Сибирской плиты можно судить лишь косвенно, главным образом по эмпирическим зависимостям скорости продольных волн от плотности.
По имеющимся на сегодня данным, складчатые и метаморфизованные породы палеозоя, сложенные как терригенными, так и эффузивно-осадочными разностями, характеризуются значительным диапазоном плотности – от 2,45 до 2,75 г/см3. Наибольшее ее значение (в среднем 2,75 г/см3) приходятся на породы нижнего палеозоя и докембрия, представленные гнейсами, гранитами, кремнистыми сланцами, образующими собственно кристаллическое основание (фундамент?) плиты.
Разрез мезо-кайнозоя, сложенный осадочными породами мощностью до 4-5 км (на севере - до 10 км), характеризуется невысокой плотностью, более или менее закономерно увеличивающейся с глубиной, а также, по параллели, от краевых частей к центру
В целом, в области положительного гравитационного поля в средней части исследуемого региона отмечается наличие крупных отрицательных аномалий, которым соответствуют аналогичные по знаку магнитные. Судя по интенсивности (до -5 мГл) сопредельных гравитационных минимумов и расчетной плотности пород фундамента (порядка 2.58-2.62 г/см3) последние сложены кислыми породами. Основные элементы гравитационного поля хорошо отражают строение региона. Так, конфигурация изоаномал указывает на раздельность Хамбатейского и Северо-Каменномысского месторождений, и в то же время, на возможную связь последнего с Чугорьяхинским.
В области Каменномысского и Нулмуяхинского месторождений резкий подъем фундамента с 6 км до 4.5 км и далее к западу до 3.3 км точно соответствует четко выраженной аномальной зоне, в пределах которой характер гравитационного поля существенно отличается от соседних участков. Это градиентная зона типа гравитационной ступени, в пределах которой значения поля уменьшаются с +7 до -25 мГал с востока на запад, т.е., воздымание фундамента сопровождается увеличением силы тяжести.
Магнитное поле в целом представляет сложную картину. Можно лишь констатировать тяготение аномалий к формированию вытянутых форм с преобладанием юго-восточного и юго-западного простираний. Достаточно четко проявляется связь аномалий магнитного поля с месторождениями УВ. Газовые месторождения (например, Уренгойское) закономерно отражаются аномалиями пониженных значений Та.
Таким образом, глубинные структуры и петромагнитные неоднородности фундамента отражают локализацию месторождений в осадочном чехле, свидетельствуя о возможном сквозном и глубинном характере процессов формирования месторождений УВ в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в целом и в пределах Обско-Тазовского мелководья в частности.
3.2.2. Сейсмогеологические модели резервуаров нефти и газа
Баренцево-Карского региона
В условиях ограниченного бурения и сильной литологической латеральной и вертикальной неоднородности геологического разреза создание сейсмогеологической модели резервуара может решаться весьма неоднозначно. Устранение неоднозначности на этапе прогнозирования разреза (ПГР) обычно выполняется с привлечением сейсмических данных, по которым строится детальная сейсмогеологическая модель разреза, увязанная с литологической и петрофизической характеристиками пород, слагающих разрез и полученных по данным ГИС. Конечным результатом ПГР является построение модели среды, основанной на преобразовании материалов ОГТ в разрезы акустической жесткости и переходе с помощью корреляционных соотношений к оценкам петрофизических параметров, - пористости, песчанистости и др. Наблюдаемые аномалии волнового поля типа «белое пятно» позволяют судить о характере насыщения пород-коллекторов.
Спецификой сеноманских газонасыщенных отложений является крайне низкая коррелируемость разрезов по данным ГИС и сейсморазведки, даже в пределах одного месторождения. Это связано, прежде всего, с неустойчивостью и низкой протяженностью отражающих сейсмических горизонтов из-за крайне сложного характера залегания сейсмофаций, вплоть до их линзовидности, резкого изменения коэффициента песчанистости, различной ориентации аллювиальных и аллювиально-дельтовых систем. Изометричные зоны низких значений коэффициента песчанистости установлены в сводовых частях антиклинальных структур, на глубинах 0-50 м в кровле сеномана.
В то же время резкое снижение акустического импеданса в газонасыщенных разностях, приводящее к формированию высокоамплитудных отраженных волн, позволяет достаточно уверенно картировать границы газонасыщенных резервуаров.
Вариации толщин газоносных пластов отражаются на морфологии сейсмических горизонтов. Наиболее сильно эффект временных задержек проявляется на уровне ГВК, но он прослеживается и на более низких отметках. Временной интервал между кровлей сеномана (горизонт Г) и кровлей верхней юры (горизонт Б) составляет около 1500 мс. Чем ближе к горизонту Г, тем сильнее проявляются временные задержки.
Литологические вариации, наличие плотных прослоев, тектонические нарушения и трещиноватость, структурные неоднородности, - все эти факторы, влияющие на динамику сейсмической записи, крайне трудно поддаются фильтрации. Этому способствует и резкое изменение толщины газонасыщенных интервалов от свода структуры к ее приконтурной части, что осложняет интерпретацию интервальных амплитуд.
Из всех рассмотренных эффектов основным остается влияние газовой залежи, имеющей достаточную амплитуду и размеры.
Прогноз эффективных газонасыщенных толщин сеномана пытались осуществить по данным сейсморазведки на Северо-Каменномысском и Каменномысском-море месторождениях после бурения здесь первых поисковых скважин. На Обской и Чугорьяхинской площадях такая попытка была сделана до начала буровых работ.
3.3. Литофизические модели
Количественная литофизическая (петрофизическая) модель представляет собой определенную концепцию, построенную на основании аналитических исследований и записанную в математической или графической форме.
В петрофизической практике понятие «модель» чаще всего ассоциируется с набором линейных, нелинейных и дискриминантных уравнений, описывающих эмпирические многомерные связи между петрофизическими параметрами определенного объекта (породы, коллектора, флюидоупора). Для изучения сложных коллекторов, к которым относится большинство нефтегазосодержащих образований, разработан ряд программ, позволяющих:
- установить кондиционные значения пористости, проницаемости, глинистости для коллектора;
- исследовать смещение границы «коллектор-неколлектор» в зависимости от литологического фактора (например, вида и содержания цементирующего или дисперсного глинисто-карбонатного материала);
- найти граничные значения открытой пористости и текущей водонасыщенности для получения безводного или обводненного притока нефти или газа из изучаемого интервала разреза скважины;
- построить рабочие двумерные корреляционные связи между фильтрационно-емкостными свойствами коллектора (ФЕС), необходимые для комплексной интерпретации материалов ГИС;
- построить такие же связи ФЕС с геофизическими параметрами, характеризующими продуктивные или водонасыщенные объекты разведки и разработки.
3.3.1. Петрофизические модели терригенных коллекторов
Примером использования вышеописанного подхода в практических целях может служить модель глинистой породы, предложенная Б.Ю.Вендельштейном и В.В.Поспеловым (1977) для построения расчетных зависимостей емкости катионного обмена qп и диффузионно-адсорбционной активности Ада порового и трещинного коллекторов от характеристик его дисперсности (глинистости), коллекторских свойств и содержания остаточной воды в коллекторе. Модель «глины», заполняющей частично поровое пространство «скелета» породы, представлена укладкой частиц кубической формы одинакового размера а, образующих три взаимно перпендикулярных системы щелевидных каналов.
Очевидно, что любая претендующая на полноту модель должна содержать элементы, отражающие условия формирования, характер и интенсивность вторичных изменений объекта. Роль литологического фактора при петрофизическом моделировании сложных коллекторов, в том числе полимиктовых и карбонатных отложений Западной Сибири, трудно переоценить. Так, опыт петрофизических исследований полимиктовых песчано-глинистых коллекторов мелового возраста арктического шельфа РФ показал, что дисперсия их электрических параметров связана со структурно-литологической неоднородностью и стадией вторичных (диа- и катагенетических) преобразований первичного осадка.
Многообразие существующих в геолого-геофизической практике петрофизических моделей объясняется, прежде всего, различными механизмами формирования тех или иных физических (физико-химических) свойств горных пород, в том числе нефтегазовых коллекторов. Это обстоятельство, вместе с литофациальными особенностями исследований исключают возможность построения универсальной петрофизической модели.
Поэтому принято строить модели, описывающие те или иные сравнительно однородные по физической и генетической природе свойства породы.
Е.Г. Бро (1993) для севера Западно-Сибирской плиты предложил 7 моделей, описывающих плотность, и 8 моделей, описывающих пористость.
Модель электропроводности
В течение ряда лет автор настоящей работы проводил исследования электропроводности и поверхностной проводимости полимиктовых коллекторов нефти и газа юрского возраста севера Западной Сибири. Модель электропроводности глинистых терригенных пород была предложена Б.Ю. Вендельштейном в 1960 г., а затем усовершенствована М.М. Элланским и Б.Н. Еникеевым.
С целью проверки этой модели и уточнения существующей базы интерпретации данных скважинной электрометрии автором были выполнены лабораторные исследования электропроводности образцов из терригенных отложений тюменской свиты и нижнего мела Надымского и Песцового месторождений Западной Сибири.
Полученные экспериментальные зависимости убедительно подтвердили теоретические воззрения на характер зависимости параметра пористости от минерализации насыщающего раствора. По нашим данным, область концентрации, в которой сопротивления насыщающего и связанного растворов слабо отличаются друг от друга, находится в пределах 0,1 – 0,8 н. Именно при концентрации 0,8 н наблюдается на графиках резкий подъем, а при насыщении образцов растворами более низкой концентрации величина параметра пористости практически не изменяется.
Таким образом, в величину параметра Рп пористости для коллекторов с минерализациями насыщающих пластовых вод 0,1 – 0,8 н поправку на влияние поверхностной проводимости вводить не следует.
В соответствии с изложенным при проведении дальнейших экспериментальных исследований в лаборатории образцы насыщались раствором электролита NaCl с концентрацией 0,1 н, при которой исключается влияние эффекта поверхностной проводимости. Все измерения проводились в атмосферных условиях.
Известно, что величина Рп зависит от структурно-литологической характеристики пород, определяемой возрастом отложений, минералогическим составом пород, степенью вторичных преобразований неустойчивых компонентов. Определение коэффициента пористости в коллекторах полимиктового состава следует проводить по статистической зависимости Рп = f(Kп), построенной с учетом минерального состава глинистого материала для отложений определенного типа.
Сопоставление зависимостей Рп = f(Kп), построенных для указанных отложений, показало, что линия регрессии зависимости, соответствующая коллекторам тюменской свиты, расположена выше, т.е. для образцов с одинаковыми значениями коэффициента пористости величина параметра пористости с глубиной растет, хотя и незначительно. Повышение Рп с глубиной связано с процессом катагенеза, в результате которого геометрия порового пространства пород тюменской свиты по данным растровой электронной микроскопии стала более сложной, а следовательно, увеличилась и электрическая извилистость поровых каналов.
Модель удельной поверхности
Петрофизические модели тонкодисперсных терригенных пород были бы неполными без учета одной из принципиально важных характеристик коллектора – удельной поверхности, наряду со структурными параметрами определяющей физико-химические, электрические, радиоактивные и др. свойства этих образований.
Величина удельной поверхности Sо – суммарная поверхность частиц породы или пустотного пространства в единице объема или массы породы - зависит от размеров, формы и минерального состава слагающих ее частиц. Измерив этот параметр, можно по ее корреляционным связям с другими петрофизическими характеристиками оценить их величины.
Измерения удельной поверхности проводились на приборах фирмы "Культроникс" (Франция) методом низкотемпературной адсорбции азота Брунауэра-Эммета-Теллера (БЭТ) на анализаторе «Акусорб 2100Е» и методом ртутной порометрии на приборе "Автопор 9200".
Как показали исследования, диапазон удельной поверхности образцов пород разного литологического состава достаточно широк - от 0,04 до 32,48 м2/г породы
В пределах этих значений имеется возможность дифференцировать породы по величине удельной поверхности.
Удельная поверхность полимиктовых коллекторов Западной Сибири лежит в пределах от 1,69 до 9,23 м2/г. Для большинства образцов значения удельной поверхности So выше, чем для кварцевых разностей, в которых она меняется от 0,5 до 1,5 м2/г. Величина So песчаников юры, в цементе которых содержится преимущественно удлиненно-пластинчатая гидрослюда, варьирует от 2,7 до 9,23 м2/г. В то же время удельная поверхность нижнемеловых коллекторов обычно имеет более низкое значение, что связано с присутствием в них в основном каолинита, хлорита и изометрично-пластинчатой гидрослюды с более крупными частицами.
Наиболее тесная связь получена при сопоставлении коэффициента остаточного водонасыщения Кво с приведенной удельной поверхностью S'o. Использование параметра S'o позволяет полностью учитывать тонкодисперсный материал, присутствующий в породе и определяющий содержание в ней остаточной воды. Для песчаных коллекторов нижнего мела мы получили зависимость Кво = f (lgS'o), где S'o — приведенная удельная поверхность единицы объема пор. Уравнение регрессии имеет следующий вид: Кво = -76,7+81,7lgS'o с коэффициентом корреляции, равным 0,885. При построении зависимости были использованы образцы, в цементе которых преобладали каолинит и хлорит, а в виде примеси - гидрослюда и смешанослойная фаза. Указанные глинистые минералы, распространенные в отложениях неокома Западной Сибири, имеют широкий диапазон значений удельной поверхности, однако наибольшей величиной So, как известно, характеризуется монтмориллонит, присутствие которого даже в небольших количествах в составе цемента приводит к резкому увеличению удельной поверхности. В этом случае точки, соответствующие образцам с монтмориллонитовым цементом, располагаются значительно выше линии регрессии и выпадают из общей зависимости.
В свете приведенных фактических данных следует отметить следующее.
1. Увеличение глубины залегания продуктивных горизонтов в северном направлении привело к усилению стадийных преобразований полимиктовых коллекторов нефти и газа, оказав существенное влияние на коллекторские свойства пород, значительно усложнилась их структура.
2. Установленные петрофизические связи обладают достоверностью только в том случае, если построены с учетом литологических данных, дифференциации по минеральному составу тонкодисперсной компоненты пород-коллекторов.
3.3.2. Модель трещинно-кавернового карбонатного коллектора
Среди ряда моделей трещинно-каверново-порового коллектора в консолидированных породах наибольшее распространение получила модель Уоррена-Рута. Ее преимущество заключается, помимо наглядности, в возможности устанавливать связь размеров блоков трещиноватых пород с раскрытостью, ориентацией и протяженностью трещин.
Коллекторы нефти и газа в карбонатных породах обладают характерными для нетрадиционных коллекторов признаками: сложной структурой пустотного пространства и наличием двух сред: блоков (матрицы) и ограничивающей блоки системы макротрещин. Двухфазная фильтрация в таком коллекторе сопровождается постоянным обменом фазами между матрицей и основными каналами фильтрации, что в значительной степени определяет величину коэффициента нефтеотдачи. Размеры и свойства блоковой части коллектора определяются методами ГИС и петрофизическими исследованиями кернового материала.
Как известно, в зависимости от преобладания того или иного вида пустотности карбонатные коллекторы могут быть чисто трещинными (редко), трещинно-поровыми, каверново-поровыми или трещинно-каверново-поровыми. Соответственно и петрофизические модели, используемые прежде всего для интерпретации данных ГИС, различаются по виду и тесноте корреляционных связей.
В самом общем виде емкостная модель трещинно-кавернового коллектора может быть выражена следующими равенствами:
- Общая пористость коллектора:
КП,О = КоП,ТР+КП,КАВ+КП,М∙(1-КП,ТР-КП,КАВ).
-Пористость матрицы:
КП,М = КЭФП,М+КП,МЗАКР
-Эффективная пористость коллектора:
КП,ЭФ = КЭФП,М∙ (1-КП,ТР – КП,КАВ)+КП,ТР+КП,КАВ
Здесь:
КП,ТР + КП,КАВ – пористость макротрещин;
КП,КАВ – «каверновая» пористость.
КЭФП,М ; КП,МЗАКР – эффективная (нефтенасыщенная) и «закрытая» (неэффективная) пористость матрицы соответственно.
Вторичная пустотность коллектора КП,ВТ = КП,КАВ+КП,ТР может быть определена по данным ГИС. Остальные параметры требуют оценки по керну.
3.3.3. Тектонофизическая модель резервуара
Петрофизические характеристики осадочных горных пород в значительной (а иногда и решающей) степени определяются степенью напряженного состояния массива, откуда были получены образцы для исследований. В первую очередь это относится к процессам переноса флюида в пустотном пространстве породы – направлению миграции и распределению проницаемости. Одним из способов оценки напряженности, отражающей распределение полей напряжений в конкретных структурах, является метод тектонофизического моделирования на оптически активных материалах. Как правило, минимальными значениями напряжений обладают структуры, которые могут быть потенциальными ловушками углеводородов.
Моделирование напряженного состояния Долгинской структуры проводилось нами с помощью желатин-глицеринового студня, физические свойства которого хорошо изучены (А.Д. Дзюбло, С.Г.Рябухина, А.В. Зайцев. 2008 г.). Эксперименты проводились на нескольких моделях, имитирующие структурированные вертикальные срезы-сечения северо-восточного простирания через Долгинскую структуру. В качестве границ основных элементов модели были выбраны главные разрывные нарушения, выделенные по сейсмическим данным и поверхности напластования стратиграфических систем: ордовик-силурийской, девонской, каменноугольной, пермской и триасовой.
Результаты исследований показали следующее: верхняя часть, располагающаяся в висячем крыле Главного Долгинского сбросо-сдвига, находится в ненагруженном состоянии; в пермских отложениях до отражающего горизонта I12u(P2u) располагается участок со средними значениями поля напряжения, который переходит в область концентратора, протягивающуюся до границы Ia(P1 a+s); в блоке каменноугольного возраста картина распределения напряжений аналогичная, т.е. в верхней части блока – область пониженных значений, в нижней – повышенных.
3.3.4. Модель пористости и проницаемости для метода
ядерно-магнитного резонанса
Для расчета проницаемости по данным ЯМР-исследований была использована новая модель порового пространства горных пород в виде трехмерной кубической решетки капилляров. Ее отличие от других моделей подобного типа заключается в способе учета распределения пор по размерам. Этот способ основан на том, что пористая среда представляется состоящей из большого числа одинаковых кубических ячеек. Структура пор во всех ячейках одинакова, а распределение размеров пор r по ячейкам описывается некоторой функцией f(r). (В.А.Мурцовкин, В.Г.Топорков,2000), определяющаяся по спектрам времени поперечной релаксации Т2. При этом использовался тот факт,что время релаксации пропорционально размеру пор. Как показали расчеты, оценка проницаемости на основе предложенной модели лучше согласуется с результатами ее непосредственного измерения методом фильтрации.
Метод ЯМР – быстроразвивающееся направление, и если первоначально он использовался в основном в терригенных разрезах, то в последние годы ЯМК стал очень успешно применяться в карбонатах.
Такой разрез вскрыт тремя скважинами на Долгинском нефтяном месторождении, расположенном в центральной части шельфа Печорского моря. Залежи приурочены к карбонатным отложениям нижней перми – верхнего+среднего карбона.
Коллектора представлены органогенными низкопоровыми известняками каверно-порового типа. Достаточно низкая пористость продуктивной части разреза (4,0-6,7%) и фрагментарная мозаичная нефтенасыщенность коллекторов вызвали серьезные трудности при оценке нефтенасыщенности.
Используя данные ЯМР-релаксометре, были получены характеристики нефтенасыщенных и водонасыщенных участков матрицы.
Компьютерная обработка снимков в ультрафиолетовом спектре позволила дать количественные соотношения доли водонасыщенной матрицы и доли переотложенных нефтенасыщенных известняков в общем объеме породы.
В результате исследований установлено, что нефтенасыщенная доля объема породы в общем объеме колеблется от 0 до 85% и в среднем составляет 26,6%.
Наиболее эффективно метод ЯМР позволяет оценить вторичную пористость в тех случаях, когда процесс формирования емкостных свойств протекает за счет переотложения минералов скелета породы. Скважиной 2 Медынское-море вскрыт нижнедевонский карбонатный комплекс, при испытании получен дебит нефти более 600 м3/сут, в среднем пористость продуктивного пласта, представленного доломитом, составляет 4%, коллектор каверново-порово-трещинного типа, пористость известняков вмещающих пород 1-4%.
Если во вмещающих породах эффективная емкость практически отсутствует, то доля эффективной емкости в продуктивном пласте составляет около 50%. На релаксационных кривых в породах продуктивной толщи время релаксации достигает величины 1000 мс, во вмещающих породах едва достигает 100 мс. Это свидетельствует об отсутствии сколько-нибудь значимых по размерам пор.
3.4. Литофизические процессы и модель формирования карбонатных коллекторов (на примере Долгинской площади)
Карбонатный разрез каменноугольного возраста, лучше всего изученный в Южно-Долгинской скважине, по данным рентгено-фазового количественного анализа (РФКА, ИГиРГИ) достаточно четко дифференцируется на следующие типы:
- «чистые» известняки (содержание кальцита больше 90%) в интервале 3213-3182,2 м. Примесь доломита – не более 2%, кремнезема – менее 1,5%, глинистые минералы, пирит – менее 3%;
- окремнелые известняки с содержанием кремнезема более 1,5% в ин-ле 3182,2 -3170 м;
- доломитизированные известняки с содержанием доломита до 17,5% на глубине 3175,5 м;
- глинистые, слабо глинистые известняки, с содержанием глинистого
материала более 3- 5%.
Глинистая составляющая, по данным М.С. Зонн (2001 г.), представлена гидрослюдой, каолинитом, хлоритом и смешаннослойными минералами, аутигенные минералы – пирит и сидерит.
Как показано в диссертации, состав карбонатных пород Долгинской площади отражает как процесс седиментации, так и вторичных (постседиментационных) изменений пород, тесно связанных с различными условиями седиментогенеза и перекристаллизации.
Другой вторичный процесс, - доломитизация, слабо развит в карбонатной толще Южно-Долгинской структуры. Среднее содержание доломита в известняках не превышает 1-2%. По времени доломитизация протекала после образования крупнозернистого кальцита, откладывавшегося в трещинах при свободном доступе известковых растворов.
Отрицательное воздействие на фильтрационно-емкостные характеристики известняков оказывало их окремнение, особенно это проявилось в кровле касимово – гжельских отложений.
Наконец, трещиноватость пород, связанная с позднедиагенетическим или катагенетическим этапами, довольно широко отмечается во многих интервалах разреза и обеспечивает фильтрационную активность известняков.
В пределах Долгинского вала литолого-фациальными исследованиями удалось установить прямую связь высокоемких коллекторов с цикличностью карбонатного осадконакопления, - этапами развития биогермных и биогермно-банковых пород, развитием карстообразования и трещиноватости в процессах тектонических подвижек территории (М.С. Зонн, 2001). Так, поднятие структуры, сопровождавшееся воздействием пресных вод в нижне-пермское, верхне- и среднекарбоновое время привело к формированию трещинно-каверново-карстовых (по Е.Г.Журавлеву – трещинно-гипергенных) коллекторов под докунгурской поверхностью несогласия, - результат длительной континентальной эрозии. Дизъюнктивные нарушения, сопровождавшиеся образованием трещиноватых участков, последующие опускания пород с различными литофизическими характеристиками привели к зональному строению всей карбонатной толщи. Безусловно, этому способствовали и вышеописанные вторичные изменения. В результате образовалась «мозаичная» структура коллектора, - чередование участков «исходной» матрицы, практически не затронутых процессами выщелачивания и перекристаллизации, с пористо-каверновыми и трещиноватыми участками, по-видимому, нефтенасыщенными.
Сравнение гистограмм распределения открытой пористости нижнепермско - верхнекаменноугольных отложений скважин Северо- и Южно-Долгинская свидетельствует об улучшенных емкостных свойствах карбонатных коллекторов северной части Долгинского вала. Так, средняя пористость по керну одновозрастных пород карбонатного разреза Южно-Долгинской скважины составляет 0,98% (интервал 3170-3211м), Северо-Долгинской 2,83% (интервал 2979-3095 м). Явная ассиметрия обеих распределений говорит о существенном вкладе в общий объем пустотного пространства коллекторов трещинной составляющей, к сожалению практически не изученной.
Представленные в настоящей главе геолого-геофизические модели (рис. 2) позволили автору разработать рациональный комплекс методов поиска и разведки нефтегазовых залежей для конкретных геологических и природно-климотических условий в Печорском море, в районе Приямальского шельфа и акватории Обской и Тазовской губ, в том числе в транзитных (мелководных) зонах, рассмотренный в главе 4.
Рис.2
