Прогнозирование контуров нефтегазоносности залежей, находящихся под преимущественным контролем капиллярных барьеров второго рода

Стабилизирующая роль капиллярного давления при его увеличении вследствие снижения пластовых температур и повышения межфазных натяжений на ВНК и ГВК (барьер второго рода) была рассмотрена на примере газоконденсатной залежи пласта БУ₈ неокома Ямбургского месторождения и газонефтяной залежи пласта БТ₁₇ Русско-Реченского месторождения.

Оба рассмотренные месторождения расположены в области распространения криолитозоны. То есть, снижение пластовых температур на последнем этапе геологического развития здесь было обусловлено по меньшей мере тремя факторами:

· ослаблением теплового потока;

· воздыманием;

· охлаждающим действием толщи многолетнемерзлых пород (ММП).

В Западно-Сибирской низменности почти половина территории занята многолетнемерзлыми породами. К зоне распространения ММП приурочены практически все газовые месторождения Тюменской области и большая часть нефтяных.

По данным Баулина В.В. [4], с учетом строения мерзлых толщ по вертикали выделяются три основные мерзлотных зоны: северная, центральная и южная. Ямбургское и Русско-Реченское месторождения расположены в северной зоне, где толща ММП имеет практически сплошное распространение (Геокриология СССР, 1989). Сквозные талики встречаются исключительно в субаквальных условиях под озерами размером не менее 1000-1200 м и глубиной, превышающей 1 – 1,8 м. Гораздо шире распространены несквозные талики. Они существуют как в субаквальных, так, изредка, в субаэральных условиях, на участках, покрытых зарослями кустарников высотой более 1 м или древесной растительностью. На торфяниках и оторфованных поверхностях, как заболоченных, так и дренированных, на залесенных и безлесных буграх и грядах пучения, безлесных участках, сложенных минеральными грунтами, многолетнемерзлые породы имеют сплошное распространение. На безлесных водораздельных равнинах мерзлые породы имеют толщину от 300 до 400 м. В пределах надпойменных террас их толщина сокращается до 150-250 м.

По сведениям И.И. Нестерова и др. [34], суммарное воздействие охлаждающих факторов в северных районах Западной Сибири привело к снижению пластовых температур в неокомских отложениях на 30-50⁰ С. Таким образом межфазные натяжения на газоводяных контактах, сформировавшихся здесь к этому времени газовых месторождений могли увеличиться практически в два раза, что повлекло за собой и соответствующее увеличение капиллярных давлений.

Очевидно, что при палеотектоническом анализе (с целью решения поставленных задач), построение палеоструктурных карт продуктивных пластов следует производить на время, соответствующее времени наибольшего снижения пластовых температур, т.е. времени становления криолитозоны.

Однако, из-за отсутствия надежных маркирующих горизонтов в самой верхней части осадочного чехла выполнить палеопостроения на более-менее точное время становления толщи многолетнемерзлых пород не удалось. В качестве верхнего репера для построения карт изопахит для всех изученных месторождений была выбрана подошва кузнецовской свиты туронского возраста. Внесенная таким образом погрешность вряд ли имеет принципиальное значение, поскольку антиклинальные ловушки изученных залежей нефти и газа, являясь унаследованными структурами, в течение рассматриваемого периода развивались в целом однонаправлено, и залежи к этому времени в неокомских и юрских отложениях уже существовали [7].

 

2.1.2.Капиллярная модель газоконденсатной залежи пласта БУ₈ Ямбургского месторождения

Наиболее ярко стабилизирующая роль капиллярного барьера, возникшего вследствие снижения пластовой температуры, проявляется на газоконденсатной залежи в пласте БУ₈ неокомского возраста на Ямбургском месторождении, расположенном на севере Западной Сибири в пределах Тазовского полуострова.

Ямбургское месторождение приурочено к крупному куполовидному поднятию, выявленному сейсморазведочными работами МОВ в 1969 г.

По кровле отражающего горизонта “Б” Ямбургское поднятие имеет субширотное простирание и оконтуривается изогипсой -4100 м. Размеры поднятия - 55Х47 км, амплитуда - 300 м. Поисковое бурение на Ямбургском месторождении начато в 1969 г. В этом же году оно было открыто первой поисковой скважиной №2. В пределах месторождения выявлены газовые и газоконденсатные залежи в пластах БУ₁₂, БУ₈, БУ₇ ,БУ₆, БУ₄ , БУ₃ неокома, а также в пласте ПК сеноманского яруса. Залежи являлись высокодебитными. В неокомских отложениях залежи относятся к пластовому типу. Продуктивные пласты представлены песчаными породами с прослоями глин.

Залежь пласта ПК покурской свиты содержится в песчаниках и алевролитах с преобладанием песчаников. Песчаники, как правило крупнопоровые, гидродинамически связаны между собой, и зачастую представлены сверхкапиллярными разностями. Все это обусловило формирование в сеноманских отложениях Ямбургского месторождения обычной массивной сводовой залежи газа.

Основной является залежь зонального интервала БУ₈¹. Она распространена почти по всей площади поднятия за исключением западной ее части. На западном крыле Ямбургского поднятия она экранируется водоносными песчаными породами (скв. 150), которые к западу замещаются глинистыми алевролитами. Вскрыта залежь на глубинах 2849-3274 м. Размах отметок ГВК между западным и восточными крыльями поднятия достигает 300 м и его наклоном в юго-восточном направлении. Исходя из традиционных представлений, некоторые авторы объясняют это отклонение от принципов антиклинальной концепции предположением о наличии в пределах Ямбургского поднятия серии тектонических нарушений [24].

Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 0.6 до 20 м. Увеличение газонасыщенных толщин наблюдается в центральной части залежи (скв. №165, №168 и др.), а также на восточном крыле поднятия (скв. №109, №160 и др.). Размеры залежи составляют 42Х55 км при высоте 420 м.

Залежь зонального интервала БУ₈² вскрыта скважинами в диапазоне глубин 2956-3300 м. Относительно свода поднятия она смещена в восточном направлении. Размах абсолютных отметок составляет около 100 м. Эффективные газонасыщенные толщины составляют 0.4-15.2 м. В юго-восточной части месторождения в пласте БУ₈² скважиной №162 обнаружена нефтяная оторочка.

В пласте БУ₈³ в пределах месторождения открыто три залежи. Основная залежь занимает центральную часть поднятия. Вскрыта она в интервале глубин 2873-3206 м. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 1 до 21 м. Размеры залежи составляют 29Х38 км, высота - 334 м. Размах абсолютных отметок ГВК составляет 28 м при его наклоне в юго-восточном направлении.

Как и для других зональных интервалов пласта БУ₈, изменчивость абсолютных отметок ГВК в пласте БУ₈³ объясняют предположением о его нарушении разломами или выклиниванием. В основу физико-литологической характеристики пласта БУ₈ положены результаты исследования в ЦЛ Главтюменьгеологии.

Пласт БУ₈ представлен средне- и мелкозернистыми, в сочетании с крупнозернистыми, песчаниками, чередующимися с алевролитами. Отсортированность пород средняя. В составе песчаных пород содержится от 30 до 40% кварца, до 50% полевых шпатов, около 15% обломков и небольшое количество слюды. Размер обломков изменяется от 0.01 до 0.4 мм. Цемент песчаников по типу - порово-пленочный, порово-базальный, реже базальный. Его состав гидрослюдистый, хлоритовый и карбонатный. Содержание цемента изменяется от 5 до 35%.

Алевролиты серые, аркозовые, слюдистые, слоистые. Обломочный материал среднеотсортирован и составляет 60-85%. Содержание цемента изменяется от 15 до 40%. Породобразующими минералами являются кварц (35-40%), полевые шпаты (40-45%), обломки пород (15-20%), слюды (1-6%).

Как песчаники, так и алевролиты пласта БУ₈ характеризуются невысокой степенью гидрофильности. Пористость песчаных пород изменяется в пределах 12.6-19.4%. проницаемость колеблется от 0.0002 до 0.257 мкм². Аргиллиты темно-серые, бурые, иногда почти черные, плотные, однородные, слюдистые, плитчатые с примесью песчаного и алевритового материала. Состав - каолинит-хлорит-гидрослюидистый с примесью тонкодисперсного пелитоморфного сидерита.

Как следует из описания газоконденсатных залежей, выявленных в пласте БУ₈ Ямбургского месторождения, из многих скважин, вскрывших пласт на гипсометрических уровнях выше ГВК, получены обильные притоки воды. Таким образом, скорее всего залежи в пласте БУ₈ Ямбургского месторождения контролируются капиллярными барьерами, возникшими на ГВК вследствие охлаждения газоносного резервуара на последнем этапе геологического развития.

Однако, следует отметить, что при составлении моделей неокомской залежи газоконденсата в пласте БУ₈¹ Ямбургского месторождения геологи в угоду антиклинальной концепции ограничивают залежь с запада проблематичным глинистым линейным экраном, проходящим между скважинами, из которых западнее (скв. №150 и др.), получены притоки воды, а восточнее (скв. №24 и др.) - притоки газа. Сама же эта линейная зона распространения глин не подтверждена ни одной скважиной. Также следует отметить, что формирование линейных зон глин не объяснимо с точки зрения палеогеографии.

По данным А.Р. Курчикова и др. [29], степень охлаждения в районе Ямбургского выступа составила не менее 40⁰С.

Амплитуда неотектонических движений, по свидетельству И.П. Варламова [13], здесь могла достигнуть около 175 м, что на 100 с лишним метров меньше разности отметок ГВК в пределах Ямбургского поднятия. Несоответствие размаха неотектонических движений с разностью современных отметок ГВК, в частности, может быть обусловлено стабилизацией газоконденсатной залежи в более ранний этап геологического развития под воздействием охлаждения меньшей степени, что согласуется со сравнительно невысокой проницаемостью пласта. Во всяком случае, на палеоструктурной карте и профиле выравнивания, составленном на позднемеловое время, газоводяные контакты залежей в пласте БУ₈ имеют практически горизонтальное положение (рис. 2.1, 2.2). Это может свидетельствовать о том, что рассмотренные углеводородные скопления при более высоких пластовых температурах формировались согласно принципам антиклинально-гравитационной теории нефтегазонакопления, а затем, в послемеловое время, но до момента максимального охлаждения, были стабилизированы на участках своего первоначального образования. В связи сблизостью фильтрационно-емкостных характеристик песчаных пород внутри рассмотренных залежей и за их контуром наиболее вероятным фактором их стабилизации может являться капиллярный барьер, возникший за счет резкого увеличения межфазного натяжения на контакте пластовых вод с газовым скоплением. На палеоструктурной карте газоконденсатная залежь пласта БУ₈ практическиполностью согласуется с антиклинальной структурой (рис.2.1). Проекция залежи на современную структуру демонстрирует размах отметок ГВК, достигающий, в зависимости от площадного распространения, трехсот метров для зонального интервала БУ₈¹ (рис. 2.2, 2.3), и около ста метров для пропластка БУ₈². Для нижнего зонального интервала БУ₈³ размах отметок ГВК составляет 30 метров.

 

Рис. 2.1. Палеоструктурная карта пласта БУ₈ на туронское время Ямбургского месторождения

 

Рис. 2.2. Профильный разрез пласта БУ₈ Ямбургского месторождения

 

 

Рис. 2.3. Структурная карта кровли пласта БУ₈ Ямбургского месторождения

 

2.1.3.Капиллярная модель газонефтяной залежи пласта БТ₁₇ Русско-Реченского месторождения

Русско-Реченское месторождение расположено в юго-восточной части Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа.

По геокриологическому районированию месторождение относится к юго-восточной части южносубарктической зоны слитного залегания вечной мерзлоты водораздельного типа. Южная и северная границы данной зоны в целом имеют субширотное простирание. В долинах рек преобладает так называемый долинный тип вечной мерзлоты. Под крупными озерами и реками отмечаются сквозные и несквозные талики. Развитие мерзлоты определяется, в основном, проявлениями полигональных форм мерзлотного рельефа, которые представлены плоскобугристыми торфяниками. Другим типом рельефа являются бугры пучения, воронки и поля протаивания. Развитие многолетнемерзлых пород и слабая дренированность способствуют заболачиванию территории. Нижняя граница распространения вечной мерзлоты на Русско-Реченском месторождении варьируется в широких пределах: от 289 м (скв. №709) до 549 м (скв. №716). В скв. №701 по данным стандартного каротажа внутри зоны распространения многолетнемерзлых пород выделяются несколько линз и прослоев с относительно невысокими сопротивлениями, что, возможно, означает наличие межмерзлотных таликовых зон с сильно минерализованными водами. Ниже предполагаемых границ вечной мерзлоты в скважинах №№701, 714, 716 по стандартному каротажу выделяются участки с большими сопротивлениями, что, возможно, означает наличие здесь мерзлоты сингенетического (реликтового) происхождения.

Поисково-разведочное бурение на Русско-Реченской площади было начато в 1984 году. Первая поисковая скважина, заложенная в сводовой части структуры, глубиной 3255 м вскрыла берриас-валанжинские отложения. Но ни по материалам каротажа, ни в результате испытания пластов продуктивных горизонтов не было обнаружено.

Открыто Русско-Реченское месторождение в 1985 году поисковой скважиной №702, расположенной на северном крыле поднятия. Таким образом, сводовая часть антиклинальной структуры оказалась водоносной, тогда как на её крыле были обнаружены залежи нефти и газоконденсата. Скважина, вскрывшая продуктивный пласт, была пробурена до глубины 3350 м. Этой скважиной были выявлены залежи нефти в пласте БТ₁₃ (интервал 3038-3048 м) и пласте БТ₁₄ (интервал 3105-3114 м), а также газокондесатная залежь в пласте БТ₁₇ (интервал 3290-3300 м). В дальнейшем бурением скважины №709 была открыта нефтяная залежь в пласте БТ₁₆ (интервал 3251-3266) юрацкой свиты, и скважиной №720 – газоконденсатная залежь в пласте Ю₂ тюменской свиты (интервал 3694-3697 м).

Керн был отобран практически во всех скважинах за исключением скважин №717 и №724. Проходка с отбором керна составила 685 м; вынос керна равен 64%, т.е. 438,6 м.

Прогноз контура нефтеносности залежи нефти пласта БТ₁₇ Русско-Реченского месторождения

На Русско-Реченском месторождении палеотектонический анализ с целью прогнозирования контуров залежей нефти и газа, стабилизированных за счет возросших капиллярных давлений, был реализован для пласта БТ₁₇.

Пространственное распределение воды, нефти и газа в пласте БТ₁₇ не согласуется с его современной структурой. Например, в скважине №706, расположенной на северо-востоке Русско-Реченской структуры, притоки нефти были получены на одном гипсометрическом уровне с притоками газа из скважин №№708 и 722, расположенных на юго-западе. Поэтому геологи, не учитывающие действие капиллярных сил в контролировании залежей, вынуждены при моделировании в угоду антиклинальной концепции наделять модель различными экранами, не подтвержденными ни данными бурения, ни сейсморазведкой.

На рисунке 2.4 представлена выкопировка из подсчетного плана залежей пласта БТ₁₇ Русско-Реченского месторождения, составленного в отделе подсчета запасов одного из научно-аналитических центров в 2004 г. Как следует из рисунка для обоснования распределения нефтяной и газовой части залежи между скважинами №708 и №706 проведена разобщающая зона глинизации в виде древнего русла, не подтвержденная ни одной скважиной. Кроме того, с точки зрения классической палеогеографии такую форму залегания можно допустить для песчаных пород, разделяющих глинистые породы. Объяснить такую форму залегания глинистых пород среди песчаных пород с точки зрения палеографии не представляется возможным.

Согласно палеоструктурному плану пласта нефть и газ приурочены к отдельным локальным поднятиям и расположены в пределах антиклинальных структур в полном соответствии с принципами антиклинальной концепции (рис. 2.5), что позволяет достаточно просто наметить контуры нефтеносности и газоносности. Кроме того, в юго-западной части палеоструктуры вырисовывается ныне расформированное локальное поднятие в пределах которого может находиться постантиклинальная залежь углеводородов.

Проекция выявленных контуров нефтегазоносности на современную структуру демонстрирует резкие колебания отметок ВНК и ГВК (рис.2.6). Однако, обоснование их положения на современной структуре, как и для Ямбургского месторождения, не требует построения каких-либо проблематичных зон глинизации и других экранов.

 

Рис. 2.4. Карта нефтегазоносности пласта БТ₁₇ Русско-Реченского месторождения, составленная на основе антиклинальной концепции нефтегазонакопления без учета капиллярных сил (выкопировка из подсчетного плана)

Рис. 2.5. Палеоструктурная карта пласта БТ₁₇ Русско-Реченского месторождения на раннетуронское время

 

Рис. 2.6. Структурная карта кровли пласта БТ₁₇ Русско-Реченского месторождения

При прогнозировании положения контуров нефтегазоносности, ВНК и ГВК геологи, в основном, опираются на современную структуру продуктивных пластов, что нередко приводит к существенным ошибкам, в частности, при определении площади залежи. По свидетельству Ф.З. Хафизова (1991), в Западной Сибири 47% ошибок при подсчете перспективных ресурсов УВ возникает вследствие неверного определения площади залежи, т.е. ее контура.

Из сравнения площадей залежей нефти и газа, представленных на рисунках 2.4 и 2.6 следует, что суммарная площадь нефтегазоносных и перспективных ловушек в модели месторождения, составленной с учетом капиллярных сил, увеличилась на 35% (таблица 2.1).

Таблица 2.1

Сравнение суммарных площадей нефтегазоносных и перспективных ловушек в пласте БТ₁₇ Русско-Реченского месторождения

В таблицах 2.2 и 2.3 приведены данные подсчета запасов и перспективных ресурсов нефти и газа, подсчитанных для двух вариантов рассмотренных моделей. Из неё следует, что запасы газа, посчитанные на основе капиллярной модели в залежи пласта БТ₁₇ Русско-Реченского месторождения, увеличились, по сравнению с моделью, не учитывающей капиллярных сил, на 152,6 млн. м³. Запасы нефти увеличились на 144,7 тыс. т. Перспективные ресурсы нефти категории С3 в ловушках капиллярной модели составили 5433,1 тыс.т при их отсутствии в модели, составленной без учета действия капиллярных сил.

 

Таблица 2.2

Сводная таблица подсчетных параметров и запасов газа по пласту БТ₁₇ Русско-Реченского месторождения

 

 

Таблица 2.3

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов и перспективных ресурсов нефти и растворенного газа по пласту БТ₁₇ Русско-Реченского месторождения