Сургут күмбезі кен-орны негізінде назардан тыс қалған кен-орындарды іздеу құралы ретінде төменомдық коллекторларды анықтау әдісі бойынша негіздемесі мен алғышарттары

Толық мәтін

Введение

Объектами исследования являются юрские песчаные отложения нефтегазоносного месторождения Сургутского свода, расположенного в Ханты-Мансийском автономном округе. Отложения представлены переслаиванием песчаников темно-серых, плотных, различной зернистости, крепко сцементированных. Породы имеют сложный минералогический состав с многочисленными включениями акцессорных минералов. Неоднородность этой части разреза очень существенно изменяет характер записи кривых каротажа сопротивления, бокового каротажного зондирования. Значения кажущихся сопротивлений и, соответственно, изрезанность кривых резко возрастают, подчеркивая увеличение расчлененности разреза.

Комплексным анализом данных сейсморазведки МОГТ 3D, геолого-промысловых особенностей и технологических показателей разработки установлена определяющая роль тектонического фактора в развитии фильтрационно-емкостных свойств коллектора и формировании флюидодинамической модели залежей нефти и газа. Это обусловлено тем, что продуктивные структуры располагаются над разломами блоков фундамента, в пределах которых за счёт дегазации Земли образуются зоны деструкции и происходит вертикальная миграция внешних флюидов.

Уже достаточно много работ изданы и обнародованы по обнаружению нефтегазонасыщенных продуктивных коллекторов с пониженным удельным электрическим сопротивлением (далее – УЭС) в терригенных пластах. По материалам геофизических исследований скважин (далее – ГИС) эти продуктивные низкоомные коллекторы интерпретируются как водонасыщенные, вследствие чего они не используются при дальнейшей эксплуатации скважины. На основании проведенного обобщения в работе И.А. Мельника «Причины образования нефтенасыщенных низкоомных коллекторов» можно выделить две основные причины образования низкоомных коллекторов: фациальная обстановка процесса осадконакопления и тектонический процесс, в результате которого образуются каналы флюидомиграций [2]. Миграция флюидов обусловлена дизъюктивными и пликативными тектоническими процессами [3, 4]. И главная задача сводится к тому, чтобы найти корреляционную зависимость выявленных интенсивностей от расположения тектонический нарушений.

Другие отечественные и зарубежные авторы в основном выделяют следующие причины образования продуктивных низкоомных коллекторов:

1. Присутствие в породе электропроводящих минералов (в основном пиритов).
2. Тонкое переслаивание глин с пониженным УЭС (анизотропия пород).
3. Фациальная обстановка седиментации.
4. Вторичные геохимические преобразования минералов и цемента.
5. Текстурные особенности распределения и состав глинистого минерала.

Ряд авторов связывают появление продуктивных низкоомных интервалов с увеличением содержания связанной воды (остаточной водонасыщенности) в результате преобразования акцессорных минералов в глинистые минералы, повышающие сорбционную способность среды [5, 6, 7]. Влияние глинистости на электрическое сопротивление песчаных коллекторов рассмотрено в работе А. С. Ошлаковой на основе анализа каротажных диаграмм как низкоомных, так и типичных продуктивных интервалов [8]. В штатах Луизиана и Арканзас, США, в маломощных песчаных русловых отложениях через 50 лет эксплуатации ранее открытых месторождений были обнаружены продуктивные низкоомные пласты. Причиной понижения удельного электрического сопротивления продуктивных горизонтов явились глинистые пропластки [9]. Миграция химически агрессивных флюидов и заполнение ими сформированных коллекторов влекут за собой развитие наложенных эпигенетических процессов, в результате которых горные породы испытывают вторичные химические преобразования [5]. Обобщая ранее рассмотренные материалы, можно сказать, что в результате метаморфизма полимиктовых песчаных коллекторов образуются такие высокопроводящие минералы, как пириты, халькопириты, крустифицированные хлориты и другие железосодержащие минералы, понижающие УЭС пласта. Также известно влияние остаточной водонасыщенности, обусловленной наличием таких глинистых минералов, как монтмориллонит, группы гидрослюд (вермикулит, глауконит), хлорит на УЭС пласта.

Образование аутигенных минералов в горных породах при вторичных геохимических процессах в большинстве своем обусловлено наложенным эпигенезом, проходящим в результате субвертикальной миграции флюидов по проницаемым зонам литосферы, вследствие действия градиента литостатического давления. По интенсивностям вторичных геохимических процессов можно судить о характере насыщения пласта и выделять интересующие нас углеводородные интервалы [10]. При отсутствии керна качество и степень вторичных геохимических изменений среды можно определить по результатам статистическо-корреляционной интерпретации материалов ГИС. Многочисленные исследования показали, что показателем присутствия углеводородов в исследуемых песчаных пластах являются вычисляемые статистическо-корреляционные параметры интенсивностей различных эпигенетических процессов в пределах их определенных граничных величин.

Актуальность исследования устанавливается реализованной способностью выделять с большей долей вероятности пропущенные продуктивные интервалы в песчаных отложениях по материалам ГИС при отсутствии либо малой информативности керна. Текущая коньюктура рынка и развитие промышленности задают вектор потребности в развитии и освоении на современном уровне минерально-сырьевой базы России, а также более детальном анализе по ранее изученным месторождениям. Особая актуальность подчеркнута тем, что на данной площади не проводились уникальные подобные исследования, и месторождение находится на завершающей стадии разработки.

Методы

Развернутая концепция технологии статистической интерпретации материалов ГИС при вычислении интенсивностей изложена в огромном количестве работах И.А.Мельника [1, 2, 11]. В частности, проработан процесс вторичной каолинизации. Данный процесс главным образом относится к глубинной миграции углеводородных флюидов. При поступлении в полиминеральный, с содержанием полевых шпатов песчаный коллектор относительно кислых внешних флюидов в породе синхронно увеличиваются содержание глинистых минералов (каолинитов) и её пористость. Очевидно, это априори предполагает образование положительной регрессии в корреляционной связи независимых петрофизических параметров выборок глинистости с пористостью. При отсутствии вторичных геохимических процессов, как правило между ними регрессия отрицательная и открытая пористость частично зависит от глинистости. Поэтому, образование положительной регрессии между рассматриваемыми петрофизическими параметрами по данным ГИС в исследуемом песчаном интервале выявляет наличие процесса вторичной каолинитизации.

Главными результатами связи двух несвязанных, раздельных выборок считаются коэффициент аппроксимации R² и статистический (интервальный) параметр Y, отражающий промежуточную степень воздействия эпигенетических процессов в песчаниках изучаемых пластов. Статистическая интенсивность вторичных процессов I = YR² отражает как качественную (R²), так и количественную (Y) меры статистических регрессионных связей. В ситуации положительной корреляции глинистости и общей пористости можно уверенно говорить, что эпигенетическое изменение породы определило вторичную каолинитизацию в исследуемом песчаном интервале, где за счет поступления глубинных флюидов с растворенным СО₂ углекислотный метасоматоз может протекать следующим образом:

Калиевый полевой шпат + H₂O + CO₂ → Каолинит + K⁺ + HCO₃^- + H₄SiO₄

Глиноземный хлорит + H₂O + CO₂ → Каолинит + Mg²⁺ + Fe²⁺ + H₄SiO₄ + TiO₂ + HCO₃^-.

В кислых средах с pH 4–5 возникает каолинитизация как полевого шпата, так и глинистых минералов. В то же время за счет повышенной кислотности растворяется не только заполняющий поры цемент, но и матричный алюмосиликат. Объем коллектора повышается на 2–3%, проницаемость – в несколько раз. Образующиеся катионы магния, железа и калия будут диффундировать к отрицательно заряженной глинистой поверхности, увеличивая плотность зарядов проводимых поверхностных слоев, к которым относятся двойной электрический слой (далее – ДЭС) и межслоевая электропроводимость глинистых минералов. В этом случае с увеличением плотности зарядов поверхностного (диффузионного) слоя увеличивается электрическая проводимость глинистой фракции, что отражается в увеличении коэффициента аппроксимации отрицательной регрессии между выборками глинистости и удельного электрического сопротивления. Известно, что в процессе формирования залежи с распадом гидратной оболочки частиц «микронефти» на нефть и временно диссоциированную воду, с образованием избытка свободных ионов водорода, pH уменьшается до 4–5. Избыток ионов водорода реализуется в случае нарушения зарядового равновесия, например, ионы гидроксильной группы участвуют в формировании гидроксида железа. В связи с наименьшей атомной массой катионы водорода в значительной степени увеличивают среднюю плотность и подвижность зарядов диффузионного слоя глинистых минералов. Это приводит к увеличению электропроводимости глин и, следовательно, статистического параметра i_ДЭС [10].

В свою очередь, в щелочной среде при поступлении углеводородов при сопутствующем сероводороде (особенно в зоне водонефтяного контакта) часто образуется пирит (FeS₂), являющийся минералом с электронной проводимостью. Пириты, как правило, организуются в тонкодисперсную структуру в виде сыпи на зернах и пленок по периферии пор, заполненных нефтью. В совокупности с ДЭС они представляют собой электропроводящую твердую фазу с понижающим сопротивлением.

Вторичные геохимические процессы песчаного коллектора на стадии наложенного эпигенеза, как правило, обусловлены резким изменением pH среды вследствие поступления в коллектор внешнего флюида (воды, углеводородов). Причиной миграции флюидов с глубинных толщ и заполнения ими пористых пластов является тектоническая подвижность осадочного чехла с образованием вертикальных разломов и окаймляющих их трещин. Скорость фильтрации в основном зависит от раскрытости разлома и градиента давления между стоком и истоком.

Результаты и обсуждения

На исследуемой площади по доюрскому комплексу обосновано блоковое строение площади. Детально было изучено геологическое строение площади по кровле доюрского основания, и по отражающим горизонтам (далее – ОГ) уточнена и обобщена крупная система разрывных нарушений. Автором были изучены и выбраны более информативные и актуальные сейсмические данные исследуемого района. Пример показан на рис. 1. В результате проведенной дополнительной обработки были получены сейсмические материалы более высокого качества, удовлетворяющие требованиям выполнения структурных построений, проведению динамического анализа и решению поставленной геологической задачи. На исследуемой территории выявлено наличие значительного количества разрывных нарушений, преимущественно распространяющихся в северо-западной части площади лицензионного участка и имеющих простирание с юго-запада на северо-восток.

Рисунок 1. Интерпретация отражающих горизонтов на примере профиля 2399002

В дальнейшем была сгруппирована сеть разрывных нарушений с учетом актуальных сейсмических данных. Итогом явилась структурная карта по ОГ платформенного чехла с выборкой скважин, отмеченная на рис. 2.

Рисунок 2. Выкопировка из структурной карты платформенного чехла с вынесенными разрывными нарушениями и группами изучаемых скважин

Рассмотрим возможности применения технологии статистической интерпретации материалов ГИС. С этой целью была выполнена статистическая интерпретация данных ГИС 50 водонасыщенных и нефтенасыщенных песчаных интервалов юрского горизонта различных скважин, в которых были проведены испытания. Скважины выбирались с учетом различного расположения от указанных на рис. 2 тектонических нарушений.

В результате статистической интерпретации данных ГИС в каждом испытанном интервале определена статистическая интенсивность вторичных процессов. Проведено усреднение значений интенсивности в испытанных пластах юрских отложениях. В табл. 1 представлены усредненные результаты статистической интерпретации данных ГИС для нефте- и водонасыщенных интервалов юрских отложений уникального месторождения Сургутского свода.

Таблица 1. Результаты выполненной статистической интерпретации

Таблица 2. Результаты сопоставления расстояния тектонических нарушений и интенсивностей пиритизации

Анализ данных в табл. 1 показывает увеличение интенсивностей вторичных процессов в нефтенасыщенных интервалах относительно водонасыщенных (каолинитизация, карбонатизация, пиритизация, пелитизация и двойной электрический слой). Это является подтверждением связи исследуемых вторичных преобразований с углеводородами. Параметр интенсивности пиритизации является наиболее показательным (в нефтенасыщенных интервалах более чем в 2 раза) и может использоваться для поиска продуктивных интервалов. Вторым важным показателем является интенсивность каолинитизации (в нефтенасыщенных интервалах на 40% выше).

Затем следует второй этап исследования, касающийся утверждения, что тектонический фактор не только формирует продуктивные структуры, но и влияет на интенсивность вторичных процессов в песчаных отложениях. Докажем данную гипотезу на примере результатов статистических исследований материалов ГИС и их сопоставлений с результатами обработки сейсмических данных по ОГ и расстояниями до разломов.

Анализ полученных результатов в табл. 1 показывает, что вторичная пиритизация зависит от расстояния до разлома, обусловленного тектоническим фактором. Также в ходе анализа выявлено максимальное расстояние до тектоничекого нарушения, при котором проявляется вторичная пиритизация (рис. 3).

Рисунок 3. Сопоставление статистической интенсивности вторичной пиритизации по скважинам от пластопересечения до ближайшего тектонического разлома

Наблюдается соответствующая закономерность: с увеличением расстояния от тектонических разрушений до места исследования (т.е. до скважины) уменьшается трещиноватость (следовательно, фильтрация), что приводит к понижению интенсивности преобразования породы. В случае присутствия на изучаемой площади сформированных структур, приуроченных к разломам, интенсивность некоторых вторичных процессов, прежде всего, будет связана с миграцией флюидов. На исследуемой территории к такому явлению относятся процессы вторичной пиритизации и каолинитизации. Интенсивности вторичной пиритизации и каолинитизации могут служить критерием оценки вероятности расстояния до ближайшего разлома. Соответственно, зная расстояние от пластопересечения до ближайшего платформенного разлома, мы можем оценить возможные интенсивности эпигенетических изменений в скважине.

Была построена диаграмма сопоставления статистической интенсивности вторичной пиритизации по скважинам от пластопересечения до ближайшего тектонического разлома отмеченая на рис. 3. В итоге максимальный показатель коэффициента аппроксимации был получен при оценке интенсивности пиритизации и составил 0,62. Стало быть, изменение интенсивности процесса вторичной пиритизации, в первую очередь, вызвано тектоническими движениями в литосфере с дальнейшим появлением разломов растяжения в осадочном чехле и миграцией по ним флюидных потоков, вследствие которых происходят вторичные геохимические преобразования.

В качестве иллюстрации наших выводов приведем конкретный пример – скважина № 2. Это боковой ствол, пробуренный в 25 м от выделенного разлома, отмеченного ранее. По материалам ГИС в скв. 2 были определенны следующие характеристики продуктивного пласта: УЭС пласта порядка 5 Ом*м, средний коэффициент нефтегазонасыщенности K_нг = 0,44 (водонасыщенность 0,56), средний коэффициент пористости K_п = 0,17. Также по этой скважине наблюдаются стяжения пирита. Однако по данным эксплуатации скважин таких параметров водонасыщенности не наблюдается, т.к. фактическая водонасыщенность варьируется на уровне 15–17%.

Выявленные закономерности позволяют провести ранжировку скважин под исследования на вторичные изменения и в дальнейшем апробацию неперфорированных толщ.

Заключение

На основании результатов проведенных исследований можно сделать следующие выводы:

1. Анализ данных сейсоразведки МОГТ 3D подтвердил сеть разрывных нарушений доюрского комплекса.
2. Вычисленные статистические интенсивности вторичных процессов (каолинитизации, карбонатизации, пиритизации и пелитизации) показали увеличение всех интенсивностей вторичных процессов в нефтенасыщенных интервалах относительно водонасыщенных песчаных интервалов. На исследуемом участке с 75% вероятностью индикатором нефтенасыщенности пласта является интенсивность вторичной пиритизации при условии превышения её критической величины 0,1161 у. ед. и вторичной каолинитизации с 85% вероятностью при условии превышения величиныﮦ 0,0519 у. ед.
3. Вторичная пиритизация зависит, в первую очередь, от тектонического фактора. Максимальное расстояние до тектонических нарушений, после которого вторичные изменения интенсивностей минимальны, составляет порядка 133 м.
4. Благодаря тектоническим процессам в литосфере с тенденцией к формированию разломов в осадочном чехле и движению по ним флюидных потоков возникают вторичные геохимические преобразования, и именно эти образования связаны с изменениями интенсивности процесса вторичной пиритизации.

Таким образом, можно сказать, что интенсивности определенных вторичных геохимических процессов играют важную роль в качестве индикаторов нефтегазонасыщенности в низкоомных песчаных интервалах уникального месторождения Сургутского свода. Выявленные закономерности позволяют провести ранжировку скважин для проведения дополнительных исследований на вторичные геохимические изменения и в дальнейшем апробации неперфорированных толщ.

Авторлар туралы

Иван Александрович Никитин

Хат алмасуға жауапты Автор.
Email: nikitin_ivan_alex@mail.ru

начальник группы отдела по проектированию и анализу эффективности

Әдебиет тізімі

Қосымша файлдар