Содержание к диссертации
Введение
1 Геолого-геофизическая характеристика исследуемого месторождения 9
1.1. Геолого-геофизическая изученность 9
1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 15
1.3. Структурно-тектоническая характеристика района работ 22
1.4. Гидрогеология 22
1 5 История геологического развития Западной Сибири и района исследования .25
1.6. Нефтегазоносность 30
2. Выделение коллекторов и оценка фильтрационно-емкостных свойств по данным ГИС 37
2.1. Межскважинная корреляция 37
2.2. Расчет синтетических кривых интервального времени и плотности 40
2.3. Литологическое расчленение разреза, выделение коллекторов 51
2.4. Оценка значения критической пористости 53
2 5 Оценка пористости, глинистости и проницаемости коллекторов 54
3. Анализ положения ВНК 60
3.1. Оценка нефтенасыщенности коллекторов 60
3.2. Определение положения водонефтяного контакта 61
3 3 Обоснование положения ВНК по комплексу ГИС и данным испытаний 64
3.4. Выделение блоков с близким положением ВНК 69
4. Анализ положения зеркала свободной воды 76
4.1. Построение зависимости J-функции Леверетта от водонасыщенности 76
4.2. Выделение песчаников двух типов 81
4.3. Определение положения зеркала свободной воды 83
4.4. Связь литологического состава коллекторов и положения ВНК 85
5. Особенности блокового строения исследуемого месторождения 89
5.1. Зоны вторичных преобразований 89
5.2. Условия осадконакопления 92
5.3. Барьеры тектонической природы 102
5.3.1. Структурные особенности поверхностей кровли свит юрской и меловой систем 103
5 3.2. Особенности распределения мощностей юрских отложений 106
5.3.3. Структурно-тектонический анализ 115
Заключение 127
Условные обозначения и сокращения 129
Список использованной литературы 130
- Структурно-тектоническая характеристика района работ
- Литологическое расчленение разреза, выделение коллекторов
- Обоснование положения ВНК по комплексу ГИС и данным испытаний
- Определение положения зеркала свободной воды
Введение к работе
Актуальность исследований. Подсчет запасов нефтяного месторождения базируется на оценке объема порового пространства коллекторов, заполненного углеводородами. Согласно (Методические рекомендации..., 2003) при подсчете геологических запасов границей раздела между зоной однофазной фильтрации (из которой в первоначальный период эксплуатации получают безводные притоки нефти) и зоной двухфазной фильтрации (из которой получают притоки воды с тем или иным количеством нефти) является контакт ВНК*; а нижней границей между зоной двухфазной фильтрации и залежью в целом - контакт ВНК. Подсчет запасов нефти рекомендуется проводить до нижней границы залежи - ВНК, поэтому обычно при исследовании месторождений изучают положение ВНК. Несмотря на это, в работе предлагается использовать ВНК по ряду причин. Во-первых, значение водонасыщенности на уровне ВНК может быть определено через остаточную водонасыщенность, используя капиллярные кривые, на ВНК — через остаточную нефтенасыщенность по измерениям относительной фазовой проницаемости. Как правило, второй вид исследований выполняется гораздо реже первого в силу своей дороговизны, поэтому использование ВНК статистически более точно и обосновано. Во-вторых, для решения поставленных задач возможно применение как ВНК*, так и ВНК.
Опыт изучения положения ВНК показывает, что достаточно часто его глубина не является фиксированной величиной на площади месторождения. Существует немало примеров месторождений, характеризующихся разноуровневыми водонефтяными контактами в пределах одного продуктивного пласта. К примеру, только в Западной Сибири известны такие месторождения как Вахское, Двуреченское, Крапивинское, Лугинецкое. Определение первичного уровня ВНК и выявление причин разного положения ВНК* является ключевой задачей при оценке углеводородного потенциала месторождения при проведении геолого-разведочных работ с целью поиска и разведки месторождений нефти и газа. Корректное определение положения ВНК позволяет более надежно определять запасы углеводородного сырья и точнее оценивать экономический эффект при разработке месторождения. Изучение и учет изменения положения ВНК* и геологических факторов разноуровневого ВНК* дает возможность выбирать направление проведения разведочных работ для увеличения площади месторождения.
Изменение положения водонефтяного контакта связывают с целым рядом геологических факторов: гидродинамический фактор; изменение температуры и минерализованное пластовой воды на разных участках месторождения (Сайкин С.Ф., 1964); разница в капиллярных свойствах коллектора на различных участках пласта (Большаков Ю.Я., 1995); наличие литологических барьеров, препятствующих фильтрации флюидов; тектонические нарушения, играющие роль экранов и разделяющие месторождение на изолированные области; гидродинамическая несвязанность отдельных участков месторождения в связи с фациальной неоднородностью продуктивного пласта.
Особенно актуальна и сложна задача выявления причин разного положения водонефтяного контакта на малоамплитудных месторождениях с небольшими перепадами уровня ВНК . Трудности, прежде всего, связаны с тем, что пологая структура месторождения и незначительные перепады ВНК залежей продуктивных пластов не позволяют в полной мере использовать возможности сейсмических данных в силу ограниченной разрешающей способности последних. Кроме этого, необходимо учитывать, что первичное положение ВНК может измениться вследствие разработки месторождения и влияния заводнения в процессе эксплуатации. Указанные выше факторы значительно осложняют задачу выявления причин разного положения ВНК на месторождении и требуют комплексного подхода к интерпретации геолого-геофизической информации, включающего изучение условий осадконакопления, истории тектонического развития, а также вторичных преобразований, обусловленных влиянием постседиментационных процессов.
В качестве объекта исследований было выбрано одно из месторождений, расположенное на юго-восточной окраине Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ). Выбор объекта определялся, с одной стороны, его геологическим строением, соответствующим описанной задачи, а, с другой стороны, наличием данных ЗД-сейсморазведки и большим количеством пробуренных скважин. Выбранный объект типичен для Западно-Сибирского НГБ, а рассматриваемые в работе приемы исследований легко распространить на другие месторождения региона.
Основной целью работы является разработка методики выявления причин разноуровневого положения водонефтяного контакта малоамплитудных залежей на основании комплекса геолого-геофизической информации.
Определение положения водонефтяного контакта, оценка изменений его уровня и выявление причин изменения положения ВНК* предполагает решение следующих основных задач:
-
анализ и обобщение имеющегося петрофизического материала, расчет пористости и насыщенности коллекторов;
-
разработка методики литологической типизации разреза;
-
анализ положения ВНК и выделение блоков с его близким положением по данным ГИС и испытаний продуктивных пластов;
-
сопоставление положения ВНК с капиллярным подъемом в породах разного литологического состава;
-
оценка положения зеркала свободной воды, выделение блоков с единым положением зеркала свободной воды;
-
определение фациальной принадлежности продуктивных пластов;
-
сопоставление результатов интерпретации сейсмических данных с положением зеркала свободной воды;
-
выявление основных факторов, контролирующих разный уровень ВНК .
Научная новизна работы:
Разработан и обоснован способ расчета интервального времени прохождения продольной волны в породе и плотности породы по ограниченному комплексу ГИС
(ГК, ПС, НК, сопротивление) на основании специальной петрофизической настройки.
Предложена и обоснована методика определения положения зеркала свободной воды по комплексу ГИС на основании построения функции Леверетга для выделенных по методам ГК и ПС литотипов пород.
Для условий малоамплитудных интенсивно разбуренных месторождений предложена методика выделения границ блоков с разным положением ВНК*, основанная на определении уровня зеркала свободной воды, выделении областей предполагаемых границ блоков по зеркалу свободной воды, их локализации по сейсмическим атрибутам.
Защищаемые положения:
-
Расчет концентраций макрокомпонент в породе по комплексу ГИС с предварительной петрофизической настройкой позволяют оценить значения интервального времени прохождения продольной волны в породе и плотности породы в скважинах.
-
Выделение по комплексу ГИС двух типов коллекторов по фильтрационно-емкостным свойствам и использование соответствующих зависимостей функции Леверетга от водонасыщенности позволяют оценивать высоту подъема воды над зеркалом свободной воды и определять коэффициент нефтенасыщенности коллекторов на любой высоте от зеркала свободной воды.
-
Для обоснования блокового строения малоамплитудных интенсивно разбуренных месторождений по комплексу ГИС фиксируются положения первичного ВНК, рассчитываются глубины зеркала свободной воды, выделяются зоны с единой глубиной зеркала, а в зоне перепада положения зеркала выделяются границы блоков по сейсмическим атрибутам, результатам анализа условий осадконакопления и наличия вторичных преобразований пород.
Практическая значимость:
На основании анализа результатов интерпретации данных ГИС и ЗД-сейсморазведки выявлены основные факторы, повлиявшие на формирование современных залежей (ЮД Юі3) в верхнеюрских пластах исследуемого месторождения: тектонические движения, которые привели к образованию микроблоков; заполнение ловушки с образованием палеоВНК; расформирование залежей в результате неотектонических подвижек и формирование современных залежей.
Обоснование блокового строения месторождения и уточнение контура нефтеносности в результате выполненных исследований позволили выявить перспективные области, не охваченные эксплуатационным бурением, и определить направления дальнейшего бурения.
Кроме этого, предложенная блоковая модель месторождения послужила основой для выполнения пересчета запасов углеводородов, по результатам которого прирост запасов составил 5 %.
Реализованная в работе технология оценки показаний методов АК и ГГК-п, а также способ определения положения зеркала свободной воды с учетом литологического состава пород-коллекторов и расчета нефтенасыщенности коллекторов по вертикали с помощью функции Леверетта после петрофизической настройки на условия месторождения могут использоваться при изучении месторождений Западной Сибири, близких по условиям осадконакопления.
Апробация работы и публикации. Основные положения работы докладывались на Российской конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной «Году Планеты Земля» (г. Москва, 2009 г.); международной научно-практической конференции по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов «Геомодель» (г. Геленджик, 2008 г. и 2010 г.); международных конференциях «Наука и новейшие технологии при поисках, разведке и разработке месторождений полезных ископаемых» и «Ломоносов» (г. Москва, 2006 г.); а также на семинарах кафедр геологии и геохимии горючих ископаемых, сейсмометрии и геоакустики геологического факультета Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова.
Основные положения диссертации и результаты исследований по различным направлениям работы изложены в 7 публикациях, из них 2 — в журналах, рекомендованных ВАК.
Структура и объем работы. Диссертационная работа общим объемом 137 страниц состоит из введения, пяти глав и заключения. Список использованных литературных источников включает 95 наименований.
Работа над диссертацией была начата на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых и закончена на кафедре сейсмометрии и геоакустики геологического факультета Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова под руководством кандидата технических наук, доцента Г.А. Калмыкова.
Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю, доценту, кандидату технических наук Г.А. Калмыкову за внимание и поддержку при написании работы. Автор благодарен Г.Г. Топуновой и Г.В. Перовой за консультации и поддержку на всех этапах работы над диссертацией, М.И. Верещагиной, А.Е. Харитонову за неоценимую помощь и консультации при написании отдельных глав. Автор признателен В.А. Богословскому, Б.А. Никулину, А.А. Никитину, Е.Е. Карнюшиной, Е.В. Соболевой, B.C. Белохину за советы и полезные рекомендации. Автор выражает благодарность Г.Г. Кравченко за предоставленную возможность ознакомиться с его диссертационной работой. Автор искренне благодарен Н.Л. Кашиной за конструктивную критику и всестороннюю поддержку. Отдельно автор благодарит членов семьи и друзей, без постоянной поддержки которых было бы невозможно написание работы.
Структурно-тектоническая характеристика района работ
В 1990-1998 гг. в пределах исследуемого месторождения были пробурены 3 разведочные скважины, по результатам бурения которых был произведен первый подсчет запасов по этому участку. Сами скважины после бурения были временно законсервированы [Отчет о работах..., 2002].
На месторождении разведочное бурение осуществлялось поисково-оценочными и разведочными скважинами. Первая поисково-оценочная скважина 220К (Рис. 1) была пробурена в 1991 г. в центральной части площади и вскрыла отложения до нижней юры. При испытании в скважине пласта Ю}ЗБ получен приток чистой нефти. Затем скважина была временно законсервирована, а далее передана в добывающий фонд. В 1992 г. окончена бурением, испытанием (из пластов Ю}3 и Ю(2 получены притоки воды с нефтью) и ликвидирована разведочная скважина 221К, расположенная на северо-восточном крыле центральной части месторождения. Следующая поисково-оценочная скважина 222К пробурена в 1995 г. в продвижении на юг по оси структуры. Она вскрыла продуктивный разрез на довольно высоком гипсометрическом уровне. В скважине при испытании пластов Юі3 и К)!2 были получены притоки нефти. Закончена она бурением и испытанием и следом временно законсервирована в 1995 г., расконсервирована и передана в фонд добывающих в 2001 г. Последняя из поисково-оценочных скважин 223К закончена бурением, испытанием (получены притоки нефти) и временно законсервирована в 1996г., передана в нефтегазодобывающее управление в 1999 г. с последующим переводом ее в категорию добывающих.
В июне 2001 г. из первых пробуренных скважин пошла первая нефть. В очень сжатые сроки был выполнен геологический этап. По результатам геологических работ была произведена переоценка запасов месторождения. С 2001 г. начата разработка месторождения нефти, поэтому последующее изучение геологического строения месторождения проводилось по мере кустового наклонно-направленного бурения в пределах площади скважин разных категорий, с преимущественным назначением их, как эксплуатационные или нагнетательные.
Детальные площадные сейсморазведочные работы МОГТ-2Д на площади месторождения проводились в 2001 г. По данным сейсморазведки 2Д, ГИС в пробуренных скважинах были уточнены значения толщин пластов Юі2, Ю[3, изменены структурные карты по кровле эффективной части продуктивных пластов, понижен уровень водонефтяного контакта. Уровень ВПК уточнялся по мере разбуривания площади, но принимался единым для месторождения. Обработка и интерпретация материалов сейсморазведки 2Д на данном этапе не выявила тектонических нарушений в пределах площади.
В 2001-2002 гг. бурятся скважины с куста № 9 (Рис. 1), что в центральной части площади вокруг скважины 222К, переведенной в 2001 г. в категорию добывающих. В 2002-2003 гг. проводится бурение вокруг скважины 220К кустом № 5, заложенным севернее куста № 9. В 2003-2004 гг. между указанными и ранее отработанными кустами скважин № 5 и № 9 разбуривается куст № 7. В 2004 г. пробурены также скважины куста № 3 [Пресс-центр...], который заложен к северу от куста № 5. В этом же году ведется разбуривание скважин из куста №11, который был заложен к югу от куста № 9. В 2005 г. продолжается бурение на самом северном окончании структуры, это куст № 1. Далее в 2006 г. продолжалось бурение скважин в кусте № 9 и в кусте № 11. В 2007 г. бурятся также скважины куста № 5. В 2008 г. ведется еще более интенсивное разбуривание месторождения. В этом же году началось разбуривание на юго-западном окончании структуры в пределах нового куста № 15.
С целью детального изучения геологического строения месторождения, построения трехмерных моделей залежей нефти в пластах ЮД ЮіЗБ, Ю]ЗВ и оптимизации разработки залежей нефти в пластах группы Ю1 в 2007-2008 гг. были проведены сейсморазведочные работы ЗД МОП.
В настоящее время эксплуатационное бурение продолжается. По состоянию на 01.01.2011 г. в пределах площади месторождения пробурено 150 эксплуатационных и разведочных скважин [Общее состояние..., 2011].
Получаемая геолого-геофизическая информация свидетельствовала о сложной картине строения верхнеюрского резервуара, что выдвинуло вопрос построения геологической модели месторождения в число первоочередных. Модель месторождения и принятый уровень ВПК уточнялись с появлением нового геолого-геофизического материала по новым пробуренным скважинам.
Так, модель месторождения, принятая в 2004 г., - это представление о трех продуктивных пластах юД ЮіЗБ и ЮіЗВ с горизонтальным положением ВПК в каждой залежи на абсолютных отметках -2624, -2644 и -2653 м соответственно (Рис. 1.1) [Анализ разработки..., 2004].
По состоянию изученности на 01.01.2006 г. пласт ЮіЗБ вскрыт 47 разведочными и эксплуатационными скважинами. ВПК залежи по данным ГИС и испытания установлен на а.о. -2647 м. По состоянию на 01.01.2005 г. залежь нефти пласта Ю]2 вскрыта 38 скважинами. По данным ГИС и испытания скважин установлено наклонное положение ВНК залежи, с севера на юг гипсометрическое положение ВНК изменяется от а.о. -2626 мдоа.о. -2635 м.
По состоянию изученности на 01.11.2007 г. пласт Ю]ЗБ вскрыт 76 разведочными и эксплуатационными скважинами. ВНК принят по результатам испытания и данным ГИС на а.о. -2647 м: в интервале глубин на а.о.-2645-а.о.-2647.4 м выделен нефтеводонасыщенный прослой коллектора толщиной 2.4 м. Ниже по разрезу коллекторы пласта водо насыщены, при испытании получен приток воды. По состоянию на 01.11.2007 г. положение ВНК залежи пласта Юі2 в южной части месторождения установлено на а.о. -2635 м, что отвечает ранее принятой модели залежи.
Модель месторождения, на основании которой выполнен пересчет запасов в 2010 г., - это представление о наклонном положении ВНК залежи основного продуктивного пласта Ю1 .
Существующие до настоящего момента модели месторождения предполагают наклонный или горизонтальный уровень ВНК залежей. Однако, ряд фактов не могут быть объяснены с позиций разработанных моделей геологического строения месторождения. Во-первых, противоречие результатов испытаний скважин на периферических областях модели: вместо ожидаемого согласно модели водонефтяного контакта скважина вскрывает нефтенасыщенный пласт. Противоречат представлениям о пологонаклонном или горизонтальном ВНК и притоки воды, полученные выше предполагаемого уровня ВНК . Во-вторых, предположение о существовании наклонного водонефтяного контакта в условиях пассивного гидродинамического режима выходит за рамки научно-обоснованных представлений, поэтому маловероятно. Кроме этого, согласно принятой модели месторождение в контуре ВНК полностью разбурено.
Таким образом, отсутствует модель геологического строения месторождения, которая могла бы с достаточной степенью достоверности объяснить положение ВНК , притоки пластовой воды из предполагаемой чисто нефтяной зоны залежи. Очевидна необходимость построения модели месторождения-тщ Основе нового объема геолого-геофизической информации, а именно, ЗД сейсморазведки, данных ГИС и испытаний пластов, данных исследований керна. Создание научно-обоснованной модели геологического строения, объясняющей все имеющиеся противоречия, и определение стратегии дальнейшей разработки месторождения несомненно являются актуальными проблемами для данного геологического объекта.
Литологическое расчленение разреза, выделение коллекторов
Для расчета интервального времени в песчаниках использовалось уравнение, предложенное М. Вили, А. Грегори, Л. Гарднером (уравнение среднего времени) для описания времени прохождения продольной волны в породе. Уравнение среднего времени применительно к объемной модели породы, состоящей из скелетной части, цемента и флюида, заполняющих норовое пространство, имеет вид [Горбачев Ю.И., 1990]: DT = DTCK (1 - Кп - Кгл) + DT„ Кгл + тж К„, где DT, DTCK, DT„(, ОТж - интервальное время прохождения продольной волны в породе, скелете породы, глинистом цементе и флюиде соответственно; К„, К,л - пористость и объемная глинистость соответственно.
Интервальное время в глинистом цементе рассчитывается для соотвегствующего состава и глубины. В работе [Методические рекомендации..., 2003] приведены значения интервального времени для каолинита, гидрослюды и монтмориллонита, меняющиеся с глубиной, составленные на основе эмпирического закона уплотнения глины с глубиной (Таблица 2.2.1). Па Рис. 2.4 изображены кривые изменения интервального времени с глубиной для каолинита, гидрослюды и монтмориллонита.
Величина ВTA- зависит от состава флюидов, запoлняющиx норы, и термобарических условий. При полном насыщении пор водой величина интервального времени определяется по номограмме, приведенной на Рис. 2.5, для заданных суммарной минерализации. эффективного давления и температуры в условиях естественного залегания. При содержании в зоне исследования акустическим методом наряду с водой нефти и газа DTVK зависит от количества их в поровом пространстве. Величина интервального времени продольной волны в нефти составляет 715-770 мкс/м [Латышова М.Г., 1981].
Для расчета интервального времени распространения продольной волны в скелете породы были проанализированы результаты исследований минерального состава скелета породы. Коллекторами нефти являются средне-, мелкозернистые и алевритистыс песчаники. Структура пород изменяется от псаммитовой до алевро-нсаммитовой, размер зерен варьирует от 0.02 до 0.7 мм. Микротскстура однородная или слоистая вследствие ориентировки лейст слюд, удлиненных обломочных зерен, линз унифицированной органики и сидерита, пиритизированных растительных остатков по плоскости наслоения. По вещественному составу коллекторы относятся к полимиктовому типу и характеризуются породообразующим содержанием кварца, полевых шпатов и обломков различных горных пород. Основным минералом глинистого цемента является каолинит, отмеченный в мелкоагрегатной и крунночешуйчатой модификациях (Рис. 2.8). Обломки пород представлены интрузивами (существенно полевошпатовые гранитоиды), основными эффузивами, кварц-слюдяными и глинистыми сланцами, обломочными литотипами (Рис. 2.6-Рис. 2.7) (Текстовое приложение 5).
Так как исследования распространения продольных волн в частично разрушенных зернах не проводились, а каждая часть разрушенного зерна по составу соответствует неизмененному минералу, то использовалось значение интервального времени для данного неизмененного минерала. Поскольку обломки пород представлены в основном полевошпатовыми гранитоидами, то для построения модели скелета пород с целью расчета интервального времени прохождения продольной волны, содержание обломков пород было пересчитано на кварц и полевые шпаты, причем доли кварца и полевых шпатов в обломках пород составляли 0.58 и 0.42 соответственно.
Полученные средние значения содержаний минеральных составляющих скелета породы пласта Ю использовались для расчета интервального времени в скелете породы с учетом интервальных времен для отдельных минералов. В результате интервальное время прохождения продольной волны в скелете породы составило 164 мкс/м.
В глинистых пропластках значение интервального времени продольной волны рассчитывалось по уравнению, описывающему прохождение продольной волны в породе, состоящей преимущественно из глинистых минералов, а также из зерен кварца и флюида:
DT = DTrj] Kr„ -I- DTKB Ккв + тж Кп, где DT, DT,.„ DTKB, DT - интервальное время прохождения продольной волны в породе, глинистых минералах, зернах кварца и флюиде, заполняющей поры, соответственно; Кп, Km, Ккв - доля воды, глинистых минералов и кварцевых зерен в глинистой породе соответственно.
DT, как было показано ранее, изменяется с глубиной и вычисляется для соответствующего минерального состава. Поскольку рентгеноструктурный анализ образцов керна из глинистых пластов для изучения минерального состава проводится весьма редко, то из-за отсутствия информации использовались осреднеиные данные по Западной Сибири. Так, автор работы [Латышова М.Г., 1981] приводит состав для глин Западной Сибири как преимущественно гидрослюдистый.
Такая трехкомпоиентная объемная модель для глин используется по причине того, что редко встречается глина, состоящая только из зерен пелитовой фракции. Гораздо чаще наблюдается наличие более крупных зерен, преимущественно кварцевых в силу своей устойчивости к разрущению. В связи с этим справедливо: Кгл + Ккв + Кп = 1.
Очевидно, что в чистых глинах К в = 0. Увеличение доли кварцевых зерен в составе глинистой породы влечет за собой уменьшение доли воды и глинистых минералов за счет уменьшения объема и заполнения его неглинистыми компонентами. Но при этом соотношение Кп/Кгл остается величиной постоянной для исследуемой глубины согласно кривой уменьшения пористости глин с глубиной за счет уплотнения. Данное соотношение можно определить, зная пористость и глинистость чистых глин на фиксированной глубине: J !L _ Д - «"ЧИСГЛУ кгл КглЧист.1\л.
Обоснование положения ВНК по комплексу ГИС и данным испытаний
В системе порода-нефть-рассол смачиваемость может быть определена как стремление флюида предпочгительно прилипать к поверхности породы или смачивать ее в присутствии других несмешивающихся жидкостей. В любом образце породы смачиваемость может быть как однородной, так и неоднородной. Болес реалистичным является случай неравномерной смачиваемости, когда порода характеризуется гетерогенной смачиваемостью с изменением смачиваемости от поры к поре. В гидрофильной породе вода занимает поры малого размера и контактирует с поверхностью пород в больших порах. Нефть в такой системе находится внутри крупных пор. В гидрофобной системе вода также занимает мелкие поры, а нефть смачивает большую поверхность крупных пор. Вода, которая находится в больших порах гидрофобных систем, располагается внутри их, но при этом не контактирует с их поверхностью и обычно присутствует в небольших количествах. Она занимает самые маленькие норы даже в гидрофобных системах, так как ввиду действия капиллярных сил нефть никогда не занимает поры мелкого размера и соответственно смачиваемость мелких пор не должна меняться [Леворсен А., 1970].
Предполагается, что все коллекторы после седименгации являются явно выраженными гидрофильными по двум причинам. Во-первых, большинство чистых осадочных пород в высокой степени гидрофильны. Во-вторых, большинство пород-коллекторов сформировались в водной обстановке, а нефть мигрировала в них впоследствии.
Капиллярные силы вместе с гравитационными и архимедовой контролируют распределение флюидов в пласте-коллекторе но вертикали. Данные о капиллярном давлении служат индикатором распределения размеров пор по пласту-коллектору. Капиллярное давление может быть выражено как разность давлений между двумя несмешивающимися жидкостями, отделенными поверхностью раздела, и является функцией радиуса норовых каналов [Большаков Ю.Я., 1995; Гиматудинов Ш.К., 197IJ: Pc = 2ycos6/R, где у - поверхностное натяжение на границе раздела фаз (Дж/м2); R - радиус норового канала (м); 0 - угол смачивания (градусы). Как видно из приведенного выражения, капиллярное давление возрастает при уменьшении диаметра поровых каналов, увеличении поверхностного натяжения и уменьшении угла смачиваемости. Используя законы Дарси и Иуазейля применительно к пористой среде, представленной в виде системы трубок одинакового сечения, величину R можно выразить через проницаемость и пористость коллектора [Гудок Н.С. и др., 2007]: R = 8"КПр К„ Величина К. рассчитанная по указанной формуле, представляет собой радиус пор идеальной пористой среды, обладающей пористостью Кл (доли единицы) и проницаемостью К„р, vi2. В приложении к реальной среде величина К имеет условный смысл и не определяет средний размер пор, гак как не учитывает их извилистость и сложное строение.
Если поместить капиллярную трубку в сосуд, в котором нефть находится над водой, то уровень воды в капиллярной трубке поднимется выше, чем в сосуде. Это явление подтверждает, что капиллярное давление определяется как разница давлений в несмачивающей и смачивающей фазах [Дон Уолкотт, 2001; Кошляк В.А. и др., 1986]. Давление на границе фаз внутри капилляра является функцией разности плотностей и высоты подъема воды: Рс = 9 С4 5„) /г, где 5в - плотность пластовой воды, 5„ - плотность нефти; g - ускорение силы тяжести; й - высота над уровнем свободной волы.
На водонасьпценность на разном уровне от зеркала свободной воды помимо капиллярных сил большое влияние оказывает строение порового прос1рапства породы. Распределение водонасыщенности по пласту неравномерно: на одном и том же уровне над зеркалом свободной воды водопасыщеиность меньше в высокопроницаемых и больше в малопроницаемых породах. Для каждого образца керна, взятого из одного пласта-коллектора, получают в общем случае разные кривые капиллярного давления (Рис. 4.1). Использовать зависимости капиллярного давления от водонасыщенности для каждого образца технологически трудно, поэтому М. Леверетт в 1941 г. предложил использовать специальную функцию для группы образцов, близких по ФЕС [Uverett М.С., 1941]. ]-функция Леверетта позволяет учесть влияние свойств пород и жидкостей и свести данные о зависимости капиллярного давления от насыщенности в единую зависимость: У ycosS где J - J-функция Леверетта; Рс - капиллярное давление; К„р - коэффициент проницаемости; К„ - коэффициент пористости; у - поверхностное натяжение в системе углеводороды-пластовая вода; 0 - угол смачивания. Эта функция выведена М. Лсвсреттом [Leverett М.С., 1941] при попытках построения универсальной кривой капиллярного давления на том основании, что при заданной насыщенности значение J-функции остается одинаковым для всех пород независимо от индивидуальных характеристик коллектора. Однако, анализ показал, что предположение о вероятном совпадении зависимостей «функция Леверетта-водонасыщенность» для всех пород на практике не оправдалось [Гудок Н.С., 1970]. Поэтому автором были построены зависимости «функция Леверетта-водонасыщенность» для группы образцов с близкими фильтрационно-емкостными свойствами.
Поскольку пегрофизические исследования проводят в лабораторных условиях, то для дальнейших расчетов значения капиллярного давления должны быть приведены к пластовым условиям, при которых обычно рассматривается система вода-углеводород при соответствующих давлении и температуре; yrescoseres cres jCOS„, J dab, Ylab CQS "lab ГДЄ Peres/Pclab, Yres/Ylab 0reS/0tab КЙПИЛЛЯрИОЄ ДЗВЛЄНИС, ИОВЄрХНОСТ1ЮЄ наТЯЖСНИС, уТОЛ смачивания в пластовых/лабораторных условиях соответственно. Для системы ртуть-газ: у = 480 мДж/м2, о = 140: для системы вода-газ: у = 72 мДж/м2, 0 = 0 [Справочная книга.... 1974; Гиматудипов Ш.К., 1970]. Для системы углеводороды-пластовая вода при расчетах следует иметь ввиду следующее: а) поверхностное натяжение должно быть скорректировано с учетом пластовой температуры; б) изменением поверхностного натяжения с изменением давления обычно пренебрегают; в) коллектор принимается гидрофильным (0=0), поскольку это отражает начальные условия миграции углеводородов; г) значение поверхностного натяжения в пластовых условиях может быть замерено или взято из опубликованной литературы.
Определение положения зеркала свободной воды
Структурний карта поверхности пласта Ю ,ЗБ подугольпого горизонта Структурная карта поверхности песчаного пласта подугольного горизонта (Рис. 5.15) практически полностью повторяет морфологию подстилающих границ. Минимальные глубины залегания (-2584 м) располагаются на востоке и северо-востоке участка в пределах поднятий. Наиболее погруженные участки приурочены к южной и западной частям карты.
Структурная карта поверхности пласта Ю/падуголыюго горизонта Морфология поверхности песчаников Ю“ надугольиого горизонта васюганской свиты (Рис. 5.16) аналогичиа ранее описанной. Максимальные глубины (-2709 м) залегания кровли песчаников расположены на юге участка в пределах впадины. Далее область максимальных глубин трассируется в северо-западном направлении до границы площади и далее вдоль его границы на север. Минимальные глубины залегания (-2573 м) по-прежнему локализованы на востоке и северо-востоке изучаемой территории.
Структурная корта кровли баженовской свиты Кровля баженовской свиты в пределах изучаемой площади (Рис. 5.17) залегает в интервале глубин от -2690 м до -2549 м. В структуре описываемой поверхности сохраняются все выделенные ранее структурно-морфологические единицы. Склон поднятия приобрел в северной части рассматриваемой территории единый морфологический рис}нок на фоне общей нивелировки и упрощения рельефа поверхности, что выражается в исчезновении мелких осложняющих структур в погруженных областях. Отмечается усложнение рельефа склонов на крупных структурах -поднятии и впадине Структурная карта поверхности в нижнем мелу (горизонт К,)
Поверхность отражающего горизонта К1 (Рис. 5.18) в современной структуре чехла залегает на глубинах от -2240 м до -2146 м. Общая морфология поверхности в целом уиаеледует основные особенности строения вышеописанных горизонтов. Вместе с тем, сравнение структуры поверхностей горизонта К с серией нижерасположенных поверхностей позволяет выявить отчетливые тенденции к нивелированию структурных элементов.
Рельеф поверхности в пределах структуры становится заметно более сглаженным. Особо необходимо отметить отсутствие влияния разрывных нарушений, которые прослеживались на вгех предыдущих картах (Рис. 5.20). Это в полной мере относиться и к северному разлому. Наблюдаемые особенности свидетельствуют о том, что в период после завершения формировaния баженовских отложений и до начала накопления горизонта К произошло тектоническое событие, приведшее к смене седимен!анионного режима в регионе.
Структурная карта поверхности в нижнем мелу (горизонт Кг) Отражающая поверхноегь горизонта К2 (Рис. 5.19) в современной структуре осадочного чехла залегает на глубинах от -1715 м до -1620 м. Ее морфология кардинально отличается от структуры отражающих горизонтов юрского комплекса. Лишь в самых общих чертах в структуре проявляются наиболее крупные олементы I порядка. Вместе с тем, появляются морфоструктурные элементы, ранее не наблюдавшиеся. В пределах северной части территории, там, где на юрских структурных картах отчетливо выделялся северный приподнятый блок, теперь развивается прогиб. Лнализ структурной поверхности Кг позволяет уверенно говорить о развитии тех тенденций, которые были отмечены для структуры отражающего горизонта К]. Л именно: после баженовского времени произошло тектоническое событие, повлекшее смену седиментационпого режима в региональном масштабе. Существовавшие в юрское время сгруктурно-текгонические элементы постепенно перестают играть ключевую роль в формировании геологического разреза.
Для проведения структурно-гектонического анализа формирования юрского, нижнемелового интервала разреза кроме уже описанных выше структурных карт были проанализированы карты мощностей тюменской и васюгапской свит, песчаников надугольного горизонта васюганской свиты, а также мощности отложений в интервале васюганская свита-кровля сеномана.
Тюменская свига характеризуются значительным изменением мощности в пределах рассматриваемой территории (Рис. 5.21). Минимальная мощность составляет 155 м, максимальная - 250 м. Область максимальных мощностей протягивается изгибающейся полосой с юга на север через всю территорию изучаемого участка. В ее пределах мощность в средне»,! составляет от 220 м до 240 м. Зона наименьших мощностей трассируется вдоль неточного и северо-восточного ограничения площади. Ма юго-западе участка также отмечается сокращение мощностей тюменской свиты до 160 м. Изменения мощностей отложений тюменской свиты на крыльях северного разлома выражены, но ис столь явно. Вместе с тем, к северу от разлома характер распределения мощностей отличается от герр юрии всей остальной карты. На северном блоке наблюдается мозаичный неориснтированный рисунок распределения мощностей тюменской свиты. Эго дает возможность предполагать либо незначительную активизацию движения по северному разлому с воздыманием северного блока (или опусканием южного), либо считать северный блок относительно приподнятым на протяжении всего тюменского времени.
В целом карга мощностей тюменской свиты наглядно иллюстрирует процесс засыпания широкой палеоложбины субмеридионального простирания. Сохраняющаяся флуктуация мощностей по латерали свидетельствует о продолжающемся процессе нивелировки палеорельефа.
Мощности васюганской свиты (Рис. 5.22) изменяются от 55 м до 85 м. Главной особенностью васюганских отложений явлаезся достаточная выдержанность их мощности по латерали. Более чем на 60% площади участка мощность составляет 70-80 м. Максимальные значения локализованы в юго-западной части территории в области впадин. Другой центр повышенных мощностей расположен на востоке центральной части карты. Географически области развития повышенных мощностей васюганской и тюменской свит совпадаю!. На севере участка отчетливо прослеживается область сокращенных мощностей васюганских отложений (60-70 м). При этом южная граница этой области практически совпадает с простиранием линии разрывного нарушения, ограничивающего северный блок. Из-за малых мощностей и недосгаточиого разрешения сейсмических данных, различить разлом здесь невозможно, но характер распределения мощностей, а также сравнение рисунков распределения мощностей нижележащей тюменской свиты позволяют с большой долей уверенности предполагать активизацию движений по северному разлому в васюганское время. При этом его северное крыло по-прежнему остается поднятым. Незначительные флуктуации мощностей свидетельствуют о накоплении васюганских отложений в обстановке выровненного рельефа.
Дополнительную информацию об особенностях васюганской свиты дает карта мощностей песчаников Ю,2 надугольного горизонта (Рис. 5.23). Мощность данного горизонта невелика и изменяется от 0 м до 16 м. Область отсутствия и крайнего сокращения мощности отложений Ю]2 расположена в пределах северного блока и поднятия. Зона увеличенных мощностей (10-12 м) прослеживается узкой полосой от юго-восточного ограничения территории к центру рассматриваемого участка. В центральной и южной частях карты мощность отложений достаточно выдержана и составляет 8-10 м. Характерной особенностью распределения мощностей надугольного пласта является линейно-вытянутая изгибающаяся зона увеличенных толщин. Рисунок изопахит и характер распределения мощностей позволяет интерпретировать данную структуру как заполнение иолеокаияла. Одних только струкзурных данных недостаточно для однозначной идентификации данного объекта. Это может быть русловая система совозрастная с вмещающими ее песчаниками. Не исключен вариант и более молодого возраста иолеодельты, вложенной в горизонт песчаников Ю,2. Возможен и третий вариант: полоса повытенных толщин представляет собой заполнение подводного иалеокаиьоиа, который развивался и был заполнен уже после формирования васюганской свиты (или на самых последних стадиях ее накопления). Внести ясность могут только исследования щу.;а и шлифов, а также создание комплексной литолого-седиментационной модели формирования ваеюганских отложений.
