Особенности строения залежей нефти в зоне наложений минерализации продуктивных толщ Пуровского района Западной Сибири

Актуальность исследования. Полнота информации о составе и строении пластов-коллекторов и залежей в целом определяет успешность поисково-разведочного бурения, проектирование схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений и повышение дебитов скважин. Минеральный состав и структура пород-коллекторов подвергаются в недрах нефтегазоносных бассейнов различным изменениям. С процессами в зоне водонефтяных контактов залежей углеводородов связано формирование зон уплотнения, существенно влияющих на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. Изучение минеральных новообразований в этих зонах дает возможность оценивать динамику образования, стабилизации и разрушения скоплений углеводородов.

В пеокомских нефтегазовых залежах северных районов Западной Сибири надежная отбивка гипсометрических отметок водонефтяных контактов (ВНК) часто затруднительна не только на стадии разведочных работ, но и при проведении опытно-промышленной эксплуатации. Определение их точных отметок весьма актуально как на этапе поисково-разведочных работ, так и при составлении схемы разработки залежей. Выявление зоны водонефтяного контакта и общей картины строения залежи возможно при детальном изучении вещественного состава и структуры порового пространства пород-коллекторов в комплексе с традиционной нефтегеологической и геофизической оценкой продуктивной толщи.

Цель работы заключалась в выявлении особенностей строения залежей углеводородов в зоне наложенной минерализации, возникшей в результате процессов па водонефтяных контактах в неокомских продуктивных толщах Яро-Яхинского, Комсомольского и Крещенского месторождений Пуровского района Западной Сибири.

Задачи исследований:

1. Обобщение материалов по геологическому строению и пефтегазоносности района исследований.

2. Изучение состава и свойств пород-коллекторов, выявление особенностей их постседиментационных преобразований.

3. Характеристика преобразованных на водопефтяном контакте пластов-коллекторов по материалам геофизических исследований скважин.

4. Разработка критериев выделения водонефтяных контактов по комплексу литологических, геофизических и фильтрационно-емкостных характеристик пород.

5. Выявление строения залежей нефти в зоне наложенной минерализации.

Объектом исследований являлись продуктивные пласты-коллекторы неокомского возраста Пуровского административного района севера Западной Сибири. Базовые исследования залежей были выполнены по коллекторам Яро-Яхинского месторождения, дополнительно были изучены отдельные залежи Комсомольского и Крещенского месторождений. Использованы также материалы геологических исследований Уренгойского, Самбургского, Губкинского, Западно-Таркосалинского, Восточно-Таркосалинского и других месторождений (Рис.1).

Фактический материал. Пласты-коллекторы неокомского возраста были изучены по керну (в т.ч. 250 образцов пород непосредственно отобрано и исследовано автором в шлифах и на установках УПК-1 по определению фильтрационно-емкостных свойств), по результатам гидродинамических и геофизических исследований скважин (ГИС). В диссертации использованы также данные различных организаций, ведущих нефтегеологические работы на территории Пуровского района. Автором обобщены результаты испытания скважин по 12-ти месторождениям, расположенным в пределах этого района. Всего обработано более 100 скважин, 500 объектов испытания. Коллекторы Яро-Яхинского месторождения были изучены микроскопически, определение минералов легкой и тяжелой фракций пород проводилось под бинокуляром и в иммерсии после разделения в тяжелой жидкости фракции гранулометрического анализа 0,25−0,1 мм. Состав глинистой фракции определен рентгеновским анализом, карбонатных минералов — реакцией окрашивания и термическим анализом. Определены физические свойства пород — пористость, проницаемость, объемная и минералогическая плотность. Гидродинамическая оценка коллекторов проводились путем анализа результатов испытания скважин на приток.

Работа является итогом геологических исследований проведенных автором во время работы в ПГО «Пурнефтегазгеология» (1979;1987 гг.). В дальнейшем автор участвовал и являлся ответственным исполнителем хоздоговорных и научных работ, выполняемых лабораторией физики нефтяного пласта Иркутского государственного университета по заказу объединений «Уренгойнефтегазгеология», «Пурнефтегазгеология», «Заполярнефтегазгеология», «Ямалнефтегазгеология», «Енисейнефте-газгеология», «Воет — Сибиефтегазгеология», «Ленанефтегазгеология».

Научная новизна.

1. Разработан методический прием с применением данных геофизических исследований скважин для фиксирования водонефтяных контактов на первой стадии разведочных работ.

2. Выявлены закономерности изменения свойств пород-коллекторов по разрезу в зависимости от преобразования их состава под влиянием вторичной минерализации в зоне водонефтяных контактов.

3. Разработаны рекомендации для проектирования схем разработки залежей и выбора флюида для вытеснения нефти из пласта и поддержания пластового давления с учетом зон уплотнения на водонефтяных контактах.

Практическая значимость.

1. Результаты проведенных исследований позволили уточнить геологическое строение ряда залежей севера Западной Сибири, их фильтрационно-емкостную и литологическую характеристику, выяснить последовательность формирования залежей.

2. Комплекс использования данных ГИС, результатов опробования скважин и изучения керна позволил более рационально намечать объекты испытания, сокращать сроки разведки залежей и оптимизировать схемы их разработки.

Апробация работы. Результаты исследований неоднократно апробированы в процессе геологических работ с участием автора в центральной части ЗападноСибирского бассейна на Самотлорском месторождении (ОАО «Тюменская нефтяная компания») и в пределах лицензионных участков ОАО «НОВАТЭК». Основные результаты исследования доложены на научных конференциях Иркутского государственного университета (1988;1998 гг.), ВНИГРИ («ТЭК России — основа процветания страны», 2004 г.") и на Восьмой международной конференции МГУ «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (2005г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 работ, в том числе 4 статьи.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, изложенных на 104 страницах, иллюстрируется 30 рисунками, 6 таблицами, содержит список опубликованной и фондовой литературы из 94 наименований.

Выводы и рекомендации по разработке залежей Яро-Яхинского месторождения:

1. При эксплуатации залежей БТ 9 и БТ з-4, следует отказаться от поддержания пластового давления с помощью закачки воды, так как плотные пропластки на ВНК в этих залежах, являются экраном, затрудняющим гидродинамическую связь порового пространства по вертикали. В связи с тем, что пластовые воды, при соответствующем вскрытии продуктивной части, не будут проникать в нее, рекомендуется использовать сайклинг-процесс или закачивать в пласт химические растворы, способствующие более полному вытеснению жидких углеводородов [2, 70]. Целесообразность использования сайклинг-процесса обоснована еще и тем, что после отработок нефтяных оторочек его можно продолжать использовать для более полного извлечения конденсата из газоконденсатной зоны залежи.

2. Переходную зону залежи пластов БТ5−7 можно разрабатывать с применением метода вытеснения нефти водой (при этом вполне обосновано, что коэффициент извлечения нефти будет невысоким). Выше абсолютных отметок -3147 м (в зоне чисто нефтяного насыщения) работы рекомендуется проводить аналогично залежам пластов БТ9И БТз-4 [66,70,76].

IV. Геофизическая характеристика зон уплотнений на водонефтяных контактах.

Материалы ГИС были проанализированы и обобщены по Яро-Яхинскому, Комсомольскому, Ханчейскому, Северо-Губкинскому, Крещенскому, Восточно-Таркосалинскому и другим месторождениям. (Рис. 5) [92]. Зоны уплотнений на ВНК диагностировались по материалам геофизических исследований в скважинах, заполненных слабоминерализованным глинистым раствором плотностью 1100 -1250 кг/куб.м (табл. 6). Необходимо отметить, что вся зона ВНК охарактеризована по ГНС в масштабе записи не менее чем 1:200, т.к. пропластки уплотнений на современных ВНК имеют незначительную толщину, составляющую от 0,2 до 1,0 и в очень редких случаях до 2,0 м. Что же касается древних водонефтяных контактов, то по материалам ГИС они фиксируются лишь ориентировочно и дальнейшие их исследования необходимо проводить по керновому материалу и шлифам.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В результате исследований выполнены основные задачи и достигнута цель работы, заключающаяся в выявлении особенностей строения залежей углеводородов Пуровского района Западной Сибири в зоне проявления вторичного минералообразования на водонефтяных контактах.

Выполнено следующее:

1. Обобщены материалы по геологическому строению и нефтегазоносности района исследований. Особое внимание уделено строению нефтегазоконденсатных залежей в неокомских продуктивных горизонтах севера Пуровского района. Наибольший интерес при изучении вторичного минералообразования на водонефтяных контактах представляют пластовые водоплавающие и пластово-сводовые залежи газа и газоконденсата с нефтяными оторочками аналогичные залежам Яро-Яхинского месторождения.

2. Изучен состав и фильтрационно-емкостные свойства продуктивных коллекторов. Песчаные породы-коллекторы по соотношению кварца, полевых шпатов и обломков пород относятся к кварцевым аркозам, реже к мезомиктовым образованиям.

Кварц является одним из главных породообразующих минералов пород-коллекторов Яро-Яхинского и других месторождений Пуровского района, его доля в песчаниках составляет 30−70%, размеры зерен изменяются от 0,1 до 0,5−0,6 мм.

Полевые шпаты представлены плагиоклазами и щелочными полевыми шпатами, их суммарное количество обычно находится в пределах 25−40%. Содержание плагиоклазов уменьшается, а калиевых полевых шпатов увеличивается в нижней части нефтяной зоны и на водонефтяном контакте.

Слюды являются второстепенными породообразующими минералами и содержатся в количестве 5 — 10%.

Другие минералы. В составе тяжелой фракции выявлены 24 минерала: эпидот, цоизит, клиноцоизит, апатит, гранат, сфен, лейкоксен, ставролит, анатаз, брукит, турмалин, халцедон, магнетит и другие. Их распределение имеет сложный характер и, в частности, зависит от состава залежи (газовой, нефтяной) и места отбора образца по отношению к ней (в переходной зоне к ВНК либо непосредственно на водно-угле или зоны ВНК) взят образец.

Пирит наиболее информативен относительно положения к зонам современного и древних водонефтяных контактов. Его содержание увеличиваются по мере приближения к современному водонефтяному контакту, а максимального количества достигает в интервале зоны современного ВНК. Доля пирита и его постоянная ассоциация с остаточными битумами является одним из характерных признаков зон стабилизации древних и современных водонефтяных контактов.

Цементирующий материал в песчаниках и алевролитах составляет 5−30%, его количество и состав зависят от места расположения образца по отношению залежи того или иного фазового состава. Микроскопически выявлены цементы: базальный кальцитовый, поровый кальцитовый, пленочный и порово-пленочный глинистый, регенерационный кварцевый и другие его виды. Содержание базального кальцитового цемента составляет половину от его общего количества в пропластках песчаников, параллельных кровле и подошве продуктивных пластов. По ряду признаков базальный кальцитовый цемент в таких пропластках следует считать диагенетическим. Поровый кальцитовый и регенерационный кварцевый цемент наибольшего содержания достигают в зоне ВНК. Вторичное минералообразование и в особенности регенерация кварца и заполнение пор кальцитом существенно ухудшают фильтрационно-емкостные свойства коллекторов в зоне водонефтяиого контакта.

3. Разработан методический прием (экспресс-метод) фиксирования водонефтяных контактов в ходе проведения первой стадии поисково-разведочных работ по данным геофизических исследований скважин. Он заключается в том, что после бурения первых 2−3-х скважин строятся схемы сопоставления продуктивных пластов и схемы их опробования. Уплотненные пропластки, коррелируемые на схемах сопоставления, видимо являются сингенетичными образованиями. Пропластки «плавающие» по отношению к кровле и подошве анализируют с геологических и технологических позиций. Такие уплотненные пропластки на схеме опробования располагаются, как правило, на одной (или весьма близкой к ней) гипсометрической отметке. Используя эти схемы и заключения о характере насыщения по ГИС, получаем возможность уверенно фиксировать современный ВНК.

При такой последовательности исследований есть возможность отбивки отметок ВНК даже в случае отсутствия керна. Если залежь охарактеризована керном изучение пород из зоны ВНК можно продолжить и другими методами.

Применение метода с использованием данных ГИС, в комплексе с построением схем опробования и результатов изучения кернового материала, позволяет более рационально намечать объекты испытания, однозначно определять отметки ВНК, намечать места заложения разведочных скважин, оптимизировать их количество и тем самым сокращать сроки разведки залежей.

Зоны уплотнения на ВНК выделяются как интервал разреза с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Амплитуда СП составляет 10−5 мв, ИК — 60 180 омм, ГК — 1−2 мкр/ч, НКТ — 6−15 усл. ед, КС — 60−150 оммпо кавернометрии фиксируется номинальный диаметр скважины. Зоны уплотнения на диаграммах ГИС выделяются в интервалах между явно газоили нефтенасыщенными коллекторами и интервалами с переходной зоной или «неясным по ГИС» насыщением.

При изучении залежи по вертикали с использованием материалов ГИС, схем корреляции, литологических данных и фильтрационно-емкостных характеристик пород-коллекторов возможно определение не только современных, но и древних ВНК.

4. Выявлены закономерности в показаниях геофизических исследований скважин в зоне водонефтяных контактов залежей углеводородов, фиксируемых различными методами.

5. Выявлены закономерности изменения гидродинамических характеристик пород-коллекторов по вертикали в зависимости от изменения минерального состава в результате физико-химических процессов, происходящих в зоне ВНК.

6. Выявлены закономерности формирования зон уплотнений и переходных зон (двухэтажное строенное нефтяной оторочки) в залежах месторождений Пуровского района Западной Сибири. Зоны уплотнений на ВНК (как древних, так и современных) образуются не повсеместно. На примере строения залежей пластов БТ3.4, БТ5.7 и БТ9 Яро-Яхинского месторождения и восстановления истории их образования показано, что для формирования зон уплотнения на ВНК необходимо, чтобы в процессе формирования и сохранения залежи соблюдалось как минимум два условия: а). В тектоническом отношении структура, в которой сформировалась залежь, должна находиться какой-то период времени в стабильном состоянии и не испытывать резких изменений структурного плана. б). В этот период времени в залежь не должны поступать и эмигрировать из нее углеводороды, т. е. залежь должна быть в стабилизированном состоянии и не изменять объем. При нарушении или несоблюдении хотя бы одного из условий явление может не наблюдаться или быть очень слабо выраженным.

В работе решена важная для нефтяной геологии научная и практическая задача оценки строения залежей углеводородов в зоне проявления наложенной минерализации, где происходит изменение состава и свойств пород-коллекторов, чтй необходимо учитывать для успешной разведки и разработки месторождений.

Защищаемые положения.

1. Наложенная минерализация терригенных пород-коллекторов в условиях стабилизированного водонефтяного контакта неокомских залежей в Пуровском районе Западной Сибири приводит к формированию зон уплотнения.

2. Основным фактором уплотнения в зоне водонефтяного контакта является вторичное карбонатообразование, диагностика которого возможна при комплексировании методов нефтегеологических, литологических и геофизических исследований скважин.

3. Зоны уплотнения в породах-коллекторах формируют эпигенетический экран, оказывают влияние на размещение углеводородов и могут привести к двухэтажному строению нефтенасыщенной части залежи.

Для составления схем разработки залежей с зонами уплотнений на водонефтяных контактах предложены следующие рекомендации:

— при проектировании схем разработки залежей, выборе флюида для вытеснения нефти из пласта и поддержания пластового давления с целью повышения коэффициента извлечения УВ из сложно построенных залежей необходимо учитывать изменение литологического состава, структуры порового пространства и, как следствие этого, образование экранирующих пропластков в зонах водонефтяных контактов;

— в случае двухэтажного строения залежи, с целью более полного извлечения нефти, следует составлять самостоятельные схемы разработки для каждого этажа залежипри наличии зон уплотнения на водонефтяных контактах применение приконтурного, а тем более законтурного заводнения, крайне неэффективно. В этом случае необходимо рассматривать варианты внутриконтурного заводнения с обязательным применением физико-химических методов вытеснения нефти: полимерное заводнение (с раствором полиакриламида), щелочное заводнение, заводнение с ПАВ, мицеллярное заводнение и т. д. Рекомендация применения этих методов основывается на выводах автора о том, что подошвенные воды залежи не проникнут в нефтенасыщенную часть залежи (очень продолжительное время) при ее разработке как изолированной системы;

— рекомендуется применять сайклинг-процесс при разработке газоконденсатно-нефтяных залежей с зонами уплотнения на водонефтяных контактах, подобных изученным на Яро-Яхинеком месторождении. Целесообразность использования сайклинг-процесса обусловлена наличием близрасположенных Уренгойского, Ямбургского, Заполярного, Юрхаровского месторождений с известными сеноманским залежами газа, благодаря которым в текущее время отпадает необходимость наращивания добычи «сухого» газа.