Что такое фес в нефтянке
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов
Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкость называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС).
Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:
Способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды определяется их пористостью, т.е. наличием в них пустот (пор). Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор ( V пор), открытых и закрытых. Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся ( V сообщ) между собой пор.
На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости ( m ), выраженный в долях или в процентах. Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие. Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%
Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:
субкапиллярные (размер пор 0,5 мм.
Каналы, образуемые порами, разделены на три группы: крупные (сверхкапиллярные) – диам. более 0,5 мм; капиллярные – диам. 0,5 – 0,0002 мм; субкапиллярные – менее 0,0002 м.
С пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность, газонасыщенность), нефтенасыщенность, величины, выраженные в долях или в процентах.
Проницаемость – это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку.
К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.
Различают абсолютную (общую), эффективную (фазовую) и относительную проницаемость горной породы.
Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды.
Эффективная проницаемость характеризует способность среды пропускать через себя жидкость (нефть, воду) или газ в зависимости от их соотношения между собой.
Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.
Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной проницаемость пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость, начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы — нефть, газ, вода, — эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.
По характеру проницаемости различают коллектора: равномерно проницаемые; неравномерно проницаемые; трещиноватые.
По величине проницаемости (мкм 2 ) для нефти выделяют 5 классов коллекторов: очень хорошо проницаемые (>1);
хорошо проницаемые (0,1 – 1); средне проницаемые (0,01 – 0,1); слабопроницаемые (0,001 – 0,01); плохопроницаемые (
Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность – наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.
Упругие свойства горных пород и влияют на перераспределения давления в пласте в процессе эксплуатации месторождения. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород, перераспределяется не мгновенно, а постепенно после изменения режима работы скважины. Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным
Опыт оценки ФЕС и насыщения пластов через обсадную колонну в Тимано-Печорской НГП
Михаил Чертенков, ООО «ЛУКОЙЛ — Коми», г. Усинск, Геннадий Макарычев, Асиф Юсифов, Schlumberger, г. Москва
Михаил Чертенков, ООО «ЛУКОЙЛ — Коми», г. Усинск, Геннадий Макарычев, Асиф Юсифов, Schlumberger, г. Москва
Часто перед нефтегазодобывающей компанией встает проблема дальнейшего исследования имеющегося скважинного фонда геофизическими методами. Результаты мониторинга, проведенного на месторождениях Тимано-Печорской НГП, показали важность предварительного анализа всей необходимой информации — как по литологии разреза скважины, так и по истории ее разработки — перед проведением ГИС. Работы эффективны при условии индивидуального подбора комплекса методов для каждой скважины в зависимости от поставленных задач и конкретных скважинных и геологических условий. И хотя на сегодняшний день еще нет универсальной методики для исследований свойств пласта через обсадную колонну, но комбинирование различных методов дает возможность добиться успешных результатов.
ООО «ЛУКойл-Коми» было образовано в 2001 г. на базе ОАО «НК КомиТЭК». Большинство месторождений, «доставшихся в наследство» ООО «ЛУКойл-Коми», разрабатываются с конца 70-х — начала 80-х гг. прошлого века, запасы по ним зачастую выработаны и обводненность скважин старого фонда достигает 90-95%. Дополнительной сложностью для планирования дальнейшей разработки этих месторождений является тот факт, что при большом фонде эксплуатационных скважин геофизические исследования по ним в период первичного разбуривания месторождений были минимизированы, к тому же за период, когда они многократно меняли «хозяев», часть геолого-геофизической информации была утеряна.
В данной ситуации ООО «ЛУКойл-Коми» активно исследует старые месторождения с целью увеличения и интенсификации добычи углеводородов, за счет выявления возможных пропущенных продуктивных интервалов и «целиков» нефти, а также мониторинга разработки. С 2005 г. для проведения этих работ ООО «ЛУКойл-Коми» привлекает компанию Schlumberger.
Методы ГИС в обсаженной скважине для оценки ФЕС и характера насыщения пластов коллекторов
Определение основных петрофизических параметров в обсаженных скважинах является важной задачей и применяется:в случае отсутствия или недостаточности данных ГИС в открытом стволе,в случае необходимости повторных оценок после многолетней эксплуатации скважин,при планировании перехода на вышележащие, малоисследованные горизонты,при проектировании боковых стволов на пласты, активно вовлеченные в разработку,при мониторинге изменений насыщенности и пр.
Для указанных целей в обсаженном стволе применяется, в комплексе или по отдельности, целый ряд методов:плотностной каротаж,дипольный акустический каротаж,стационарный и импульсный нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым и надтепловым нейтронам,стационарный или импульсный нейтрон-гамма спектрометрический каротаж,каротаж сопротивлений.
Оценка литологии осуществляется с применением комплекса методов, включая стационарный или импульсный нейтронный-гамма спектрометрический каротаж, с оценкой литологии по методике Specrolith, с внесением поправок за влияние обсадной колонны и цементного камня. Пористость может оцениваться по комплексу плотностного, акустического и нейтронного каротажа, по каждому методу в отдельности либо в комбинации с данными исследований в открытом стволе.
Прибор CHFD служит для определения плотности горных пород в обсаженной скважине, основан на трехдетекторном зонде плотностного каротажа и способен определять плотность с точностью ±0.05 г/см3 при условии, что сумма толщины цементного камня и толщины стенки колонны не превышает 4.5 см. Для контроля качества данных используется сумма толщин цементного камня и стенки колонны (величина зазора между прибором и породой), определяемая при помощи прибора импульсного нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам APS.
Данные импульсного нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам главным образом используются для определения пористости пород, а также при комплексной оценке литологии. Использование надтепловых нейтронов и конструктивные особенности прибора позволяют определять водородосодержание по разрезу скважины, на которое не оказывают влияние поглотители тепловых нейтронов (Cl, B, Gd), макросечение захвата (сигма) и размер зазора между прибором и породой. Водородосодержание может быть также определено по нейтрон-нейтронному каротажу по тепловым нейтронам при помощи прибора CNL.
Для определения акустических свойств горных пород в обсаженной скважине применяется дипольный акустический каротаж. При использовании во время записи гироскопического инклинометра для определения пространственного положения приемников и источников или 3-осного акселерометра (при наличии данных инклинометрии в открытом стволе) возможен азимутально ориентированный анализ данных в режиме со скрещенными дипольными источниками. Анализ амплитудно-частотных характеристик волн изгиба по взаимно перпендикулярным направлениям позволяет при использовании данного метода выделять по разрезу зоны развития естественной трещиноватости и проводить мониторинг ГРП.
Для оценки насыщенности применяется импульсный нейтронный-гамма каротаж RST в режиме макросечения захвата (сигма) или в режиме углеродно-кислородного каротажа (С/О), а также каротаж сопротивлений в обсаженной скважине — CHFR.
Применение тех или иных методов в комбинации или по отдельности для оценки пористости, литологии и насыщенности зависит от многих факторов, оптимальный комплекс подбирается на этапе планирования работ с учетом всевозможных геологических и технических условий (см. табл. 1, а-в).
Особенности комплекса ГИС в обсаженных скважинах в условиях Тимано-Печорской НГП
Особенностями проведения работ на месторождениях «ЛУКойл-Коми» в Тимано-Печорской НГП являются:переменная литология разреза (известняки — песчаники),обводнение пластов опресненными водами,формирование вторичной зоны проникновения после глушения скважины напротив перфорированных интервалов.
Учитывая это, для оценки ФЕС и текущей нефтенасыщенности пластов комплекс подбирался индивидуально для каждой скважины с учетом геологических и скважинных условий. Хотя следует отметить, что данный подход к проведению работ выработался не сразу, и потребовалось некоторое время для достижения понимания и отработки взаимодействия между геологической службой «ЛУКойл-Коми» и компанией Schlumberger.
В 2006 году работы начались с записи метода RST на скважине A, в которой при последующем анализе работы данный метод оказался абсолютно неинформативен, так как интервал исследований был проперфорирован и задавлен жидкостью глушения. Не имея информации о работах, которые проводились на скважине, и общей картины об отсутствии закачки воды на данном участке месторождения, специалисты Schlumberger выдали неверное заключение о высокой обводненности продуктивных интервалов, основываясь на разнице оценок Кнг по Сигма и C/O каротажу при заданной начальной минерализации пластовой воды. В данном же случае разница в оценке насыщения вызвана различным радиусом исследований методов (зона исследования С/О каротажа находится в данном случае в полностью промытой зоне), и можно отметить, что все превышения оценки Кнг по Сигма хорошо коррелируются с перфорированными интервалами (рис.1). Естественно, что подобный опыт успешным назвать невозможно, и по всем последующим работам было налажено взаимодействие, при котором решение о программе исследований принималось совместно с учетом как информативности комплекса методов, так и стоимости работ.
В скважине Б зарегистрирован комплекс методов CHFR-RST — акустический каротаж DSI. Проведенный анализ позволил определить литологический состав пород, пористость и остаточную нефтенасыщенность коллекторов. Значение кажущегося сопротивления, измеренного CHFR, было принято за истинное сопротивление породы (Rп), так как глубинность исследования данного прибора позволяет это делать. Данные ННК и скорости продольной волны вместе с литологическим составом пород (по данным RST) были использованы для расчета пористости и определения литологии породы. Спектр захвата тепловых нейтронов НГК позволяет количественно определять процентное соотношение таких элементов, как Si, Ca, S, Fe, Ti, Gd и некоторых других. Это в свою очередь используется программой Spectrolith (откалиброванной на многочисленных образцах керна с различных месторождений), для пересчета в процентное соотношение окислов данных элементов. Расчетные данные программы Spectrolith дополняют анализ ГИС в заколонном пространстве, в частности помогают литологическому расчленению на карбонаты и песчаники. Диаграмма Spectrolith показана на рис. 2.
Количественные соотношения углерода и кислорода по данным неупругого НГК (RST-C/O) были использованы вместе с данными по литологии и пористости для расчета Кнг. Необходимыми условиями для расчета по данной методике являются: а) хорошее знание литологии; б) пористость породы должна быть больше 12-15%. Статистика измерений сильно ухудшается при пористости ниже 12-15%. Углерод, присутствующий в составе минералов породы (кальцит, доломит) и не учтенный во время обработки, может привести к неправильным расчетным значениям нефтенасыщенности пласта. Результаты интерпретации по данным CHFR и RST приведены на рис. 3. На рис. 4 приведен кроссплот, используемый при интерпретации С/О каротажа, зарегистрированного аппаратурой RST, и базовый кроссплот интерпретации C/O двойной детекции. Четко выделяются две группы точек, приуроченные к породам с различной литологией. Верхняя группа для каждой из диаграмм связана с интервалом, содержащим карбонатный материал, нижняя группа — песчаный материал.
По имеющимся данным ГИС (CHFR, DSI, RST) и проведенной интерпретации сделаны следующие выводы:
1. Интервал глубже Х150м сложен породами преимущественно карбонатного состава. Пористость породы незначительна.
Перфорированные интервалы: — В интервалах Х147-Х150м, Х136-Х138м, Х120-Х122м — оценки Кнг по данным CHFR и RST близки либо совпадают.
— В интервале Х127-Х128,5м приборы CHFR и RST-C/O указывают на различные сценарии. CHFR — указывает на присутствие нефти, прибор RST-C/O — на присутствие воды. Такое различие в показаниях может быть вызвано фильтрацией скважинного флюида в пласт через перфоотверстия (во время подготовки скважины к исследованиям), что повлияло на измерения прибора RST-C/O с малой глубиной исследования. CHFR замеряет сопротивление породы в удаленной зоне (2-7м).
2. Интервал Х123,5-Х125 м — песчаник, нефтенасыщенный, с возможным достаточно высоким значением водонасыщенности. Пористость в верхней части интервала низкая, порода, вероятно, карбонатизирована. На глубине Х125,2м прибор CHFR показывает локально низкое сопротивление породы (5,5 мм) в сравнении с ИК в открытом стволе (20 мм), указывая на увеличившуюся водонасыщенность в данном интервале.
После проведения ГИС и оценки результатов их интерпретации в скважине Б были реперфорированы интервалы, выделенные как нефтенасыщенные, и проведен ГРП. Начальный дебит после ГРП составил 26,8 тонн жидкости при обводненности 31,3%, по сравнению с 0,8 тонн жидкости с обводненностью 11,1% — до проведения ГРП.
В скважине В комплекс ГИС в открытом стволе зарегистрирован не был из-за аварийной ситуации и необходимости спуска колонны. Тем не менее запись методов RST-CHFR в колонне позволила определить литологию, ФЕС пород и характер насыщения, выделить продуктивные интервалы (рис. 5). При этом следует отметить, что в данном случае различия в оценках Кнг по различным методам напрямую коррелируются с их глубинностью, т. е. на момент проведения исследований зона проникновения фильтрата еще не расформировалась. На рис. 5 показания CHFR откалиброваны по данным бокового каротажа и потенциал зонда — по соседней скважине. На сегодняшний день скважина введена в эксплуатацию, проперфорированы все выделенные интервалы коллекторов, добыча составляет в среднем 75 тонн безводной нефти в сутки.
Скважина Г была выбрана для проведения исследований на месторождении, находящемся в разработке с конца 70-х годов. При этом в ряде скважин выделялся потенциально нефтенасыщенный интервал в верхних пластах. Зона исследований никогда не испытывалась и специально не изучалась, хотя была вскрыта десятками скважин, пробуренных на нижележащие пласты.
Компания Schlumberger предложила Заказчику вариант, при котором в колонне 6 1/2″ (155 мм) вырезалась секция с помощью химического трубореза без повреждения внешней колонны 9 5/8″ (240 мм). После консультаций с Заказчиком была выбрана скважина-кандидат с отсутствием или малым количеством цемента в межколонном пространстве. Отсутствие цемента было подтвержено заранее записью ультразвукового цементомера USIT. В апреле 2006 года эта операция была успешно проведена, результаты работ подтверждены данными многорычажного микрокаверномера. После подъема секции в скважине были проведены работы по оценке свойств пласта за колонной.
Программа исследований была составлена совместно специалистами «ЛУКойла» и Schlumberger с целью получить надежные данные без излишнего удорожания исследований. Программа включала в себя ECS (нейтрон-гамма спектрометрию) для оценки литологии; СNL (нейтрон-нейтронный каротаж) — оценка водородосодержания; DSI (дипольный акустический каротаж) — акустическая пористость и выделение трещиноватых интервалов; и сигма-каротаж прибором RST для оценки характера насыщения. Комплексная интерпретация данных показала высокий потенциал данного пласта, что было подтверждено, когда после перфорации верхних 5 м скважина зафонтанировала чистой нефтью с дебитом 50 кубометров в сутки (рис. 6).
Развитие технологий оценки ФЕС и характера насыщения пласта через обсадную колонну позволяет на сегодняшний день продолжить исследования старых меторождений с достаточно высокой степенью надежности. В случае возникновения подозрений о том что на месторождении имеются пропущенные продуктивные интервалы, данная технология является наиболее дешевым и эффективным способом подтверждения либо опровержения этих предположений.
Компания Schlumberger предлагает целый комплекс методов, которые могут быть зарегистрированы в обсаженных скважинах. Однако, как показывает опыт, эти технологии могут существенно помочь нефтегазодобывающим компаниям в мониторинге разрабатываемых залежей и в возможном увеличении запасов и добычи на старых месторождениях, которые были недоисследованы в прошлом, только при условии тщательного планирования работ, предварительной оценки информативности того или иного метода или комплекса методов для решения конкретной задачи в конкретных скважинных и геологических условиях. Единой универсальной технологии, которая была бы применима во всех случаях, к сожалению, на сегодняшний день нет, хотя набор методов и возможность их комбинирования позволяет добиваться успешных результатов при исследовании свойств пласта через колонну.
1. C.М. Аксельрод. Измерение сопротивления пород через обсадную колонну (по материалам зарубежной литературы), НТВ Каротажник, выпуск 75, Тверь, 2000 г.
2. R.E.Plasek, SPE, R.A.Adolph, C.Stoller, SPE, D.J.Willis, and E.E.Bordon. Schlumberger Wireline and Testing, and M.G.Portal, Anadrill Improved Pulsed Neutron Capture Logging With Slim Carbon-Oxygen Tools : Methodology// SPE 30598
3. Abdurrazag Endisha, HBS,Reda El Mahdy SPE, Udit Kumar Guru SPE, Schlumberger. Identification of payzones from log measurements in casing in difficult drilling environment // SPE 89980
4. J.Walsh, J.Urdea, J.Hyde, H.Simon, Schlumberger, S.Horen, WesternGeco, C.Thompson, 4C Exploration, G.De, R.Morgan, Chevron Texaco. Determining Fracture or Stress Direction Through Casing : A Case Study // 43rd Annual SPWLA Symposium, June 2-5, 2002
5. К.Аулия, Б.Поерномо, В.К. Ричмонд, А.Х.Викоксоно и др. Исследование призабойной зоны. «Нефтегазовое Обозрение», т. 7, вып. 2, осень 2002.
Что такое фес в нефтянке
Полезное
Смотреть что такое «ФЕС» в других словарях:
фес — фес, а … Русский орфографический словарь
Фес — город в Марокко, в северных предгорьях Среднего Атласа. Первая столица Марокко. Основан в 789. Состоит из трёх разновременных частей. Фесэль Бали, или старый Фес (медина, основан в 789): мечети Карауин (старейший мусульманский… … Художественная энциклопедия
Фес — Фец, город на С. З. Марокко. Основан в 789 г. на окраине бербер, селения. Реконструируется такая последовательность образования названий: от бербер, исаффен реки (ед. ч. ассиф река ) образовалась краткая форма Саф, которая в результате метатезы… … Географическая энциклопедия
фес — а, м., ФЕСКА и, ж. 1. Жесткая без полей шапочка в форме усеченного конуса с плоским дном, нередко украшенным кистью. Название от г. Фес (марокко), крупнейшего центра производства Ф. Марокканская Ф. обычно красного цвета, с золотой кистью. В… … Исторический словарь галлицизмов русского языка
Фес — (Fas), город на северо западе Марокко, административный центр провинции Фес. Население 946 тысяч человек (2004 г.). Международный аэропорт.… … Города мира
ФЕС — город на северо западе Марокко, административный центр пров. Фес. 449 тыс. жителей (1982). Международный аэропорт. Крупный культурно исторический и торгово промышленный центр страны. Текстильная и пищевкусовая промышленность, химические,… … Большой Энциклопедический словарь
ФЕС — ФЕС, феса, муж., и ФЕСКА, фески, жен. Шапочка в виде усеченного конуса, с кисточкой, принадлежность национального костюма в некоторых странах Ближнего Востока, в султанской Турции и др. (По имени гор. Fez в Марокко.) Толковый словарь Ушакова. Д.Н … Толковый словарь Ушакова
ФЕС — ФЕС, феса, муж., и ФЕСКА, фески, жен. Шапочка в виде усеченного конуса, с кисточкой, принадлежность национального костюма в некоторых странах Ближнего Востока, в султанской Турции и др. (По имени гор. Fez в Марокко.) Толковый словарь Ушакова. Д.Н … Толковый словарь Ушакова
Фес — м. то же, что феска Толковый словарь Ефремовой. Т. Ф. Ефремова. 2000 … Современный толковый словарь русского языка Ефремовой
фес — сущ., кол во синонимов: 2 • убор (133) • феска (4) Словарь синонимов ASIS. В.Н. Тришин. 2013 … Словарь синонимов
Фес — іменник чоловічого роду місто в Марокко … Орфографічний словник української мови
Закономерности и факторы изменения коллекторских свойств пластов Ю14-Ю15 Урмано-Арчинской зоны
Е.А. Жуковская, О.А. Попова, А.В. Пищулева Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
ВВЕДЕНИЕ
Этаж нефтегазоносности Урмано-Арчинской зоны, включающей Урманское, Южно-Урманское и Арчинское месторождения, состоит из шести продуктивных пластов. Увеличение добычного потенциала недропользователь связывает с вовлечением в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородов – низкопроницаемых коллекторов салатской и тюменской свит – пластов Ю15 и Ю14. На Урманском месторождении пласт Ю15 вовлечен в разработку двумя скважинами возвратного фонда.
Основной проблемой для таких объектов является прогноз коллекторских свойств, сопряженный с рядом трудностей, в числе которых – ограниченный комплекс ГИС в большинстве скважин с отсутствием данных прямых методов выделения коллекторов; ненадежность количественной интерпретации ГИС; высокая изменчивость свойств по латерали; невозможность прогноза ФЕС по данным СРР в текущей обработке.
В результате обобщения лабораторных исследований керна, ГИС и сейсморазведочных данных установлено повсеместное распространение изучаемых отложений в пределах Урмано-Арчинской зоны. Наблюдается некоторое сокращение общей мощности пласта Ю15 в пределах поднятий и увеличение ее в западном направлении. Отложения пласта Ю15 имеют большую мощность в пределах Урманского поднятия в сравнении с Арчинским.
На основе количественной оценки катагенетических изменений пород нижней – средней юры Е.А. Предтеченской [3] для Обь-Иртышской фациальной области установлено сохранение первичных поровых коллекторов промышленного типа до глубин 3000–3200 м. Исходя из таких предпосылок, с целью прогноза первичных коллекторов были реконструированы условия осадконакопления отложений салатской (Ю15) и низов тюменской (Ю14) свит.
Условия формирования отложений
Формирование осадков пласта Ю15 по результатам литолого-фациального анализа, выполненного авторами, происходило в гумидном климате при относительно выровненном рельефе, перекрытом глинистыми отложениями тогурской свиты, чему способствовала трансгрессия раннего тоара. Последующая за этим регрессия моря в конце тоара – начале аалена привела к поступлению в бассейн осадконакопления значительного количества грубозернистого обломочного материала с юга/юго-востока территории, который переносился достаточно бурными реками с блуждающими руслами (ветвящимися). Типичная для таких речных систем русловая многорукавность предопределяет непостоянство толщин выделяемых песчаных тел, вследствие чего корреляция их затруднительна.
Отсутствие зависимости между общей мощностью пласта и глубиной его кровли указывает на то, что осадконакопление не было обусловлено только палеорельефом. В разрезе пласта Ю15 преобладают песчаники, материал гравийно-галечной размерности присутствует в виде прослоев в значительном количестве. Галька и гравий сцементированы мелко- и среднезернистым песчаным матриксом, выполняющим роль базального цемента. Такие конгломераты называются базальными (экстраформационными) [1], они начинают новый цикл осадконакопления. Также отмечаются прослои алевролитов и аргиллитов, линзы углей, обилие обугленного крупного растительного детрита, наличие эрозионных контактов. Характерны массивные, пологоволнистые, косоволнистые, косые срезанные и деформационные текстуры. В алевролитах и аргиллитах развита послойная и конкреционная сидеритизация, в песчаниках встречаются интракласты и гальки сидеритового состава.
В пласте Ю15 по текстурно-структурным особенностям на керне может быть выделено от 3 до 13 циклов (тел) с сохранившейся мощностью от первых десятков сантиметров до нескольких метров (табл. 1). Для анализа пласта Ю15 использовались только керновые данные, т.к. в его разрезе очень широко проявлена амальгамация песчаных тел, что делает выделение их по ГИС крайне недостоверным.
Отложения пласта Ю15 полностью перекрываются радомской пачкой верхнесалатской подсвиты глинисто-алевритового и глинистого состава. Эти лагунные, озерные, болотные гидрослюдистохлорит-каолинитовые темно-серые до черных аргиллиты, мелкозернистые глинистые алевролиты с прослоями мелкозернистых песчаников и пропластками углей обязаны своим происхождением стабилизации тектонического режима и ингрессии моря.
В отложениях пласта Ю14 с ростом общей мощности в северо-восточном направлении отмечается увеличение роли в разрезе пород алевритовой и глинистой размерности, в керне встречаются глинистые прослои мощностью до 4 м (скв. Урманская 25), практически отсутствуют прослои гравелитов. Отложения представлены преимущественно мелкозернистыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Характерно обилие углефицированного растительного детрита, следы корней растений. Редко в песчаниках присутствуют обломки гравийной и галечной размерности, иногда сидеритизированные, гораздо чаще встречаются глинистые интракласты. Текстуры массивные, полого- и косоволнистые, косые плоскопараллельные, линзовидные, деформационные.
Таким образом, можно сделать вывод о менее активной гидродинамике среды осадконакопления и развитии речной системы более равнинного характера – меандрирующей, при этом существенных изменений палеогеографических условий не зафиксировано Меандрирующие реки обычно образуют широкие (до нескольких км) песчаные пояса (риббоны), сложенные латерально аккреционными индивидуальными барами-косами [2, 4], поэтому выделенная по керну в пласте Ю14 мощность отдельных песчаных тел (рис. 1) в ряде случаев не характеризует размеры речных русел, т.к. накопленные песчаные отложения могли быть частично разрушены более молодыми речными потоками, что диагностируется в керне.
Сравнение результатов гранулометрического анализа песчаников обоих пластов не позволяет выявить значительных отличий, за исключением присутствия нескольких проб более крупнозернистого состава в пласте Ю15. В остальном гранулометрические характеристики сопоставимы. Очевидно, грубообломочные породы не отбирались для гранулометрического анализа. В каждом пласте отмечено наличие нескольких интервалов, характеризующихся закономерным уменьшением зернистости вверх по разрезу (рис. 1). Такое ритмичное строение является типичным для русловых фаций речных систем.
Рис. 1 Литолого-петрофизическая характеристика пласта Ю14 Урманского месторождения, скв. 25
Первичные седиментационные факторы
Первичные седиментационные факторы, отражающие гидродинамическую активность речных систем и определяющие коллекторские свойства пластов Ю15–Ю14, имеют некоторые отличия. Так, для пласта Ю15 при большей крупности обломков структурная зрелость пород несколько ниже, сортировка хуже. Минералогическая зрелость пород пласта Ю14 более стабильна по разрезу. Глинистые минералы песчаников и гравелитов представлены преимущественно каолинитом высокой степени структурной упорядоченности, что свидетельствует о его постседиментационном происхождении. Такой каолинит обладает высокой внутриагрегатной пористостью и не препятствует движению флюида в пласте. Наибольшее количество каолинита отмечено в породах пласта Ю14 Урманской площади. Второй по значимости и количеству является гидрослюда, сформированная при изменении первичного глинистого цемента в ходе литогенеза. Она однозначно ухудшает ФЕС.
Краткая характеристика ФЕС
На основании изучения 125 геофизических разрезов скважин и 23 разрезов с керном установлены вертикальные и площадные закономерности изменения емкостных и фильтрационных характеристик пластов Ю15–Ю14, демонстрирующие неоднород ность свойств и их отличия.
ФЕС пласта Ю15 по керну изменяются в широких пределах (табл. 2). Пористость, рассчитан по ГИС, изменяется в пределах 11,5…19,3%, проницаемость – 0,0002…0,019 мкм2. Среднее значение по пласту нефтенасыщенных толщин составляет на Урманском месторождении 9,7 м, на Арчинском – 3,2 м. Максимальное значение коэффициента нефтенасыщенности – 0,716, при среднем значении от 0,41 до 0,5.
Эффективная толщина пласта Ю14 по скважинным данным колеблется в диапазоне от 0 до 22,1 м, в среднем значение эффективной нефтенасыщенной толщины равно 2,5 м, газонасыщенной – 7,4 м. Значения пористости и проницаемости по керну приведены в таблице 2. Эти данные не в полной мере отражают принципиальные отличия в коллекторских свойствах пластов по месторождениям (рис. 2).
Рис. 2 Распределение пористости (слева) и проницаемости (справа) в пластах Ю14–Ю15 Урмано-Арчинской зоны: а, б – пласт Ю14, в, г – пласт Ю15
Анализ лабораторных исследований и кривые гамма-каротажа демонстрируют наличие ритмичной вертикальной дифференциации свойств в пределах отдельных песчаных тел внутри пластов – ухудшение ФЕС вверх по разрезу тела наряду с уменьшением зернистости, увеличением глинистой фракции и сокращением в ней содержания каолинита. Эта зависимость наблюдается как для отложений пласта Ю14, так и для Ю15, что характерно в целом для речных отложений и доказывает наличие седимен-тационного контроля ФЕС, который в свою очередь влияет на постседиментационные преобразования и синтез каолинита в поровом пространстве. Следует отметить, что ФЕС напрямую не зависят от мимералогической зрелости.
Различия в условиях седиментации отложений пластов не влияют на распределение фильтрационно-емкостных параметров и для обоих пластов принята единая петрофизическая зависимость «пористость – проницаемость» (рис. 3). Однако по площади отмечаются существенные отличия в коллекторских свойствах пласта. В пределах Урманского поднятия диапазон изменения пористости и проницаемости значительно шире, здесь присутствуют породы с более высокими ФЕС. В пластах Арчинского месторождения пробы с пористостью свыше 14% и проницаемостью более 4 мкм2 отсутствуют (рис. 2, 3).
Рис. 3 Кроссплот «пористость – проницаемость» по керну Урманского и Арчинского месторождений
Вторичные факторы
Установлено, что ФЕС пластов Ю14–Ю15 Арчинского месторождения хуже в сравнении с Урманским, отсутствует прямая корреляция толщин общих и эффективных, а значения пористости и проницаемости не соответствуют региональному фоновому литогенезу. Это указывает на наличие иных факторов, влияющих на коллекторские свойства.
С ростом содержания глинистой фракции возрастает в ней доля гидрослюд и ухудшаются ФЕС, это отражает седиментационную цикличность в разрезе пласта. Для каолинита наблюдается обратная закономерность – в 75% случаев содержание каолинита коррелирует со средним диаметром зерна. Это подтверждает тот факт, что более пористые и проницаемые на момент седиментации отложения содержат повышенное количество аутигенного каолинита в цементе. В песчаниках пластов Ю14–Ю15 Урманского месторождения каолинита больше, чем в Арчинском.
Из вышеизложенного следует, что фациальная природа рассматриваемых объектов не является единственным контролирующим фактором распределения коллекторов и их ЕС в межскважинном пространстве. Во многом закономерности изменения ФЕС зависят от последующих преобразований, которым подверглись породы – как стадиальным, так и наложенным.
Ухудшение свойств приводит к снижению доли коллекторов в разрезе в пределах Арчинского поднятия. Здесь существенно ниже доля коллекторов в песчаной части разреза. Снижение коллекторских свойств пород, по предположению авторов, вызвано повышенным уплотнением, обусловленным неоднократными восходящими движениями, происходившими до формирования залежи. На территории Урманского поднятия, где вертикальные подвижки блоков были менее выраженными, единичные скважины с уменьшенной долей коллекторов в песчаниках находятся в различных частях месторождения и, вероятно, связаны с локальными зонами повышенного эффективного напряжения.
В тектоническом отношении район находится в центральной части Нюрольского погруженного блока на восточной границе Межовского срединного массива, который является крупным докембрийским выступом, сформированным байкальской складчатостью и переработанным в герцинскую эпоху. С запада массив ограничен южной, узкой частью Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта. Структурный план по кровле пласта Ю15 (рис. 4) в целом наследует основные элементы нижележащих отложений палеозоя.
Рис. 4 Структурная карта по кровле пласта Ю15 с нанесенными линиями тектонических нарушений
По привлеченным геохимическим данным исследований проб нефти, отобранных из объекта Ю14–Ю15, выявлено, что в пределах Урманского месторождения присутствуют нефти различной природы. Наличие различных генетических типов нефтей в пределах отдельной залежи является признаком вероятного наличия экранирующих разломов в ее пределах. Экранами на пути движения флюидов в рассматриваемых отложениях могут служить зоны ухудшенных свойств, образовавшиеся вследствие уплотнения из-за тектонических деформаций, или зоны разломов, образованные в обстановках растяжения, которые впоследствии были залечены. Последнее предположение пока не подтверждено имеющимся керном.
По данным СРР по картам кривизны поверхности были прослежены тектонические нарушения (рис. 4, 5). Если в породах палеозойского комплекса можно наблюдать отчетливую сбросовую компоненту перемещений и в то же время наличие нескольких разломов со взбросовой компонентой перемещений, то в пластах Ю14, Ю15 тектонические пликативные деформации преимущественно флексурного характера, без смещения осей синфазности (рис. 5). Пологие изгибы вышележащих отражающих горизонтов над поднятиями и прогибами раннеюрского рельефа указывают, что блоковые перемещения продолжались и в поздней юре, и, вероятно, в меловое время. Однако из-за незначительной амплитуды перемещений они могли реализовываться без разрыва сплошности пород.
Рис. 5 Карта среднего значения кривизны по ОГ Ю15
По данным геомеханических исследований большинство разломов, рассекающих поверхности пластов Ю15, Ю14 и выше, имеют сдвиговую составляющую. Если взбросы нижележащих отложений палеозоя указывают на возможное локальное распространение обстановок сжатия, то сдвиговые перемещения могут приводить как к формированию зон уплотненных пород, так и сопряженных с ними разуплотненных зон.
При изучении шлифов в скважинах исследуемой территории отмечаются следы значительного уплотнения пород под воздействием высоких давлений, которое приводит к формированию конформных и инкорпорационных контактов зерен и к ухудшению ФЕС пластов за счет изоляции межзерновых пор (рис. 6). Одной из вероятных причин высокой степени компакции могут быть тектонические движения. Поскольку на данный момент связь уплотнения с расстоянием до разломов по керновым данным проследить не удалось, логичным является предположение о значительном вертикальном стрессе.
Рис. 6 Уплотнение песчаника пласта Ю15 в шлифе. Конформные и инкорпорационные контакты зерен, микростиллолиты
Анализ общих толщин, определенных по скважинным данным, и сейсмических профилей позволил проследить вертикальную составляющую тектонических движений во время формирования изучаемых отложений. На фоне общего выполаживания структурного плана вверх по разрезу на протяжении длительного времени сохраняются купола в центральной части Арчинского и на севере Урманского поднятий (рис. 7).
Принципиальная схема развития осадочного бассейна на территории Урмано-Арчинской зоны в геттанге – байосе: 1 – разломы и смещение по ним, 2 – направление и интенсивность вертикальных тектонических движений, 3 – речные системы, 4 – морской бассейн, 5 – карбонатные породы фундамента, включая кору выветривания, 6 – преимущественно песчаный тип отложений, 7 – преимущественно глинистый тип отложений, 8 – глинистые отложения тогурской свиты
Проведенный анализ показал, что для рассматриваемых отложений контроль ФЕС пород осуществляется совместно седиментационными, литогенетическими и тектоническими (структурообразующими) процессами. Условия накопления осадочного материала приводят к формированию песчано-глинистого разреза с характерной для речных отложений вертикальной и латеральной изменчивостью. В то же время высокое содержание песчаных фракций в интервале пластов не обеспечивает существование пространственно связанных пропластков коллекторов в связи со значительным дифференцированным уплотнением пород. Для таких отложений прогноз распространения коллекторов возможен только при совместном анализе условий осадконакопления и истории тектонического развития территории.
Выводы
В результате комплексных исследований керна, ГИС и сейсморазведочных данных установлено «площадное» в пределах УрманоАрчинской зоны распространение отложений (коллекторы и неколлекторы) салатской (Ю15) и низа тюменской (Ю14) свит, накопившихся в условиях эволюционирующей от разветвленной до меандрирующей аллювиальной системы.
Вертикальная неоднородность коллекторских свойств обусловлена как особенностями осадконакопления, так и литогенетическими преобразованиями песчаников. Выявлена вертикальная дифференциация ФЕС в пределах каждого отдельного седиментационного тела внутри пласта.
Отличия ФЕС на Урманском и Арчинском поднятиях являются отражением вертикальных составляющих тектонических движений, различных для Урманского и Арчинского поднятий, а ключевое влияние на характеристики залежей несут деформации при структурообразующих процессах. Это позволило прогнозировать преимущественное развитие коллекторов на крыльях структур. Пласты Ю15–Ю14 в пределах Урмано-Арчинской зоны представляют нетипичный пример формирования поровых терригенных коллекторов. Их прогноз по площади месторождения необходимо осуществлять с помощью фациального и геомеханического анализа совместно.
Предложенная модель формирования коллекторских свойств может быть положена в основу разработки прогнозно-поисковых критериев выявления зон с повышенными ФЕС в аналогичных отложениях со сходной историей тектонического развития.
Литература
1. Литолого-петрографические особенности и условия формирования пород регионального циклита Ю15, вскрытых параметрической скважиной 1 Западно-Тымской площади. Осипова Е.Н., Ежова А.В., Недоливко Н.М., Перевертай-ло Т.Г., Полумогина Е.Д. Изв. ТПУ. 2007. Т. 310, № 1. С. 21–25.
2. Ольнева Т.В., Жуковская Е.А. Сейсмовидение геологических процессов и явлений: русловые отложения континентальных обстановок осадконакопления // Геофизика. 2016. № 2. С. 2–9.
3. Предтеченская Е.А. Катагенетические преобразования нижнесреднеюрских нефтегазоносных отложений ЗападноСибирского осадочного мегабассейна: автореф. дис. д-ра геолого-минералогических наук. Екатеринбург, 2011. 39 c.
4. Строение, состав и условия формирования юрских отложений, вскрытых скважиной Толпаровская № 2 (юговосток Западной Сибири). Аксенова Т.П. Труды седьмого Всероссийского литологического совещания. Новосибирск, 2013. Том 1. С. 14–16.
REFERENCES
1. Litologo-petrograficheskiye osobennosti i usloviya formirovaniya regional’nogo tsiklita U15, vskrytykh parametricheskoy skvazhinoy 1 Zapadno-Tymskoy ploshchadi [Lithological and petrographic features and conditions of the formation of rocks of the regional cyclothem U15 opened by the stratigraphic well 1 of Western Tymskaya area]. Osipova Ye.N., Yezhova A.V., Nedolivko N.M., Perevertaylo T.G., Polumogina Ye. D. Izv. TP. 2007; 310 (1): 21–25 (in Russian).
2. Olneva TV, Zhukovskaya EA. Seysmovideniye geologicheskikh protsessov i yavleniy: ruslovyye otlozheniya kontinental’nykh obstanovok osadkonakopleniya [Seismic view of geological processes and phenomena: channel sediments of continental sedimentary environments.]. Geofizika. 2016; (2): 2–9 (in Russian).
3. Predtechenskaya YeA. Katageneticheskiye preobrazovaniya nizhne-sredneyurskikh neftegazonosnykh otlozheniy Zapadno-Sibirskogo osadochnogo megabasseyna [Catagenetic transformations of the Lower-Middle Jurassic oil and gas bearing formations of West Siberian sedimentary megabasin]. Avtoref. dis. d-ra geol.-min.nauk. Yekaterinburg, 2011. 39 p. (in Russian).
4. Stroyeniye, sostav i usloviya formirovaniya yurskikh otlozheniy, vskrytykh skvazhinoy Tolparovskaya № 2 (yugo-vostok Zapadnoy Sibiri) [Structure, composition and conditions of the formation of Jurassic deposits opened by the well № 2 Tolperovskaya (south-east of West Siberia)]. Aksenova T.P. Trudy sed’mogo Vserossiyskogo litologicheskogo sobraniya. Novosibirsk, 2013.V. 1. P. 14–16 (in Russian).
Положительная рецензия от 13.08.2018
Решение редколлегии о публикации от 31.08.2018