Содержание к диссертации
Введение
1 Особенности геологического строения ачимовских отложений 8
1.1 Основные черты геологического строения Уренгойского района 8
1.2 История изученности ачимовских отложений 28
1.3 Обзор основных гипотез об условиях образования ачимовских отложений 32
2 Методы оценки макронеоднородности ачимовской толщи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения 40
2.1 Состояние изученности вопроса и основные методические принципы изучения геологической неоднородности 40
2.2 Количественные показатели макронеоднородности ачимовской толщи Уренгойского месторождения 55
2.3 Методика детальной корреляции и результаты выделения зональных интервалов 62
2.4 Анализ зональных карт распространения коллекторов и изучение площадной неоднородности ачимовских отложений 71
2.4.1 Анализ зональных карт распространения коллекторов 71
2.4.2 Изучение площадной неоднородности ачимовских отложений 91
2.5 Методы изучения послойной неоднородности 102
3 Характеристика микронеоднородности ачимовских отложений 111
3.1 Литолого-петрографическая характеристика ачимовской толщи по данным описания керна 111
3.2 Литолого-петрографическая характеристика ачимовской толщи по данным описания шлифов 115
3.3 Минералогический состав пород-коллекторов изучаемых отложений 125
3.3.1 Характеристика главных минералов 125
3.3.2 Акцессорные минералы и их характеристика 128
3.3.3 Вторичные процессы 131
3.3.4 Глинистые примеси 135
3.4 Неоднородность пород-разделов и пород-покрышек 140
3.5 Влияние литологических факторов на фильтр ационно-емкостные свойства пород-коллекторов 142
4 Учёт геологической неоднородности ачимовских отложений Уренгойского месторождения при подсчёте запасов 154
4.1 Состояние изученности вопроса обеспечения рациональной разработки на основе дифференцированной оценки запасов и основные методические принципы дифференциации запасов 154
4.1.1 Дифференциация запасов нефти по эффективной нефтенасыщенной толщине 154
4.1.2 Дифференциация запасов нефти по емкостным свойствам коллекторов 155
4.1.3 Дифференциация запасов нефти по изменчивости фильтрационных свойств коллектора 155
4.1.4 Дифференциация запасов нефти по продуктивности пород-коллекторов 156
4.2 Методика дифференциации запасов газоконденсатных залежей 157
4.2.1 .Методика расчёта потенциальной продуктивности пласта 158
4.2.Анализ дифференциации запасов пласта Ач3-4 ачимовской толщи Уренгойского месторождения по продуктивности 162
Заключение 167
Список использованных источников 169
- Основные черты геологического строения Уренгойского района
- Состояние изученности вопроса и основные методические принципы изучения геологической неоднородности
- Литолого-петрографическая характеристика ачимовской толщи по данным описания керна
Введение к работе
Актуальность темы. В настоящее время фонд разрабатываемых в России залежей углеводородов пополняется за счёт новых отдалённых месторождений и залежей известных месторождений, в основном, с трудноизвлекаемыми запасами. К началу XXI века основным резервом добычи нефти, газа и конденсата в Уренгойском нефтегазоносном районе являются запасы, приуроченные к низкопроницаемым и неоднородным коллекторам ачимовской толщи, характеризующимся существенной литологической изменчивостью пород, как по площади, так и по разрезу.
В связи с этим важное теоретическое и практическое значение имеет геолого-промысловое изучение разведанных запасов ачимовской толщи. Для решения задач по наиболее полному извлечению углеводородов из недр необходимо изучать особенности геологического строения, неоднородность, структуру запасов и потенциал продуктивных пластов. При этом очевидна актуальность совершенствования методов дифференцированного подсчёта запасов с учётом геологической неоднородности.
Большой вклад в изучение неоднородности нефтеносных пластов в связи с решением различных геолого-промысловых задач внесли такие учёные, как В.И.Азаматов, Н.М.Свихнушин, Ю.П.Борисов, Л.Ф.Дементьев, В.А.Долицкий, М.А.Жданов, В.Г.Каналин, А.П.Крылов, В.Д.Лысенко и др. Исследования проведённые в этой области показывают, что неоднородность продуктивных пластов существенным образом влияет на характер и степень выработки запасов залежей, значительно снижая полноту извлечения углеводородов из пласта.
Целью работы является разработка методики оценки неоднородности ачи-мовских продуктивных отложений Уренгойского месторождения для целей дифференцированного подсчёта запасов.
Основные задачи исследований:
1.Провести анализ геологического строения пластов ачимовскои толщи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения с использованием геологических, геофизических, петрофизических и гидродинамических данных.
2.Разработать методику изучения макронеоднородности продуктивных пластов ачимовскои толщи.
3.Проанализировать способы исследования микронеоднородности пластов ачимовскои толщи и оценить влияние литологических факторов на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов.
4.Обосновать методику учёта геологической неоднородности при дифференцированном подсчёте запасов.
5.Разработать методику дифференциации запасов ачимовскои толщи по продуктивности.
Научная новизна
1.Выявлены закономерности площадной и послойной неоднородностей, установлены особенности распространения зональных интервалов ачимовскои толщи Уренгойского месторождения.
2.Установлены специфические черты микронеоднородности ачимовскои толщи и оценено их влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов ачимовскои толщи.
3.Уточнена методика учёта геологической неоднородности при дифференцированном подсчете запасов.
4.Разработана методика дифференциации запасов газоконденсата по продуктивности.
Основные защищаемые положения
1,Разработанный подход к расчленению и корреляции разрезов позволяет разбивать пласты ачимовскои толщи более детально, чем существующие методики.
2.Разработанная методика изучения макронеоднородности, включающая анализ карт распространения коллекторов, оценку площадной и послойной не-однородностей, позволяет устанавливать особенности распространения зональных интервалов ачимовской толщи Уренгойского месторождения, как по площади, так и по разрезу.
3.Выявленные специфические черты микронеоднородности позволяют более полно оценивать влияние литологических факторов на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов.
4.Обоснованная методика учёта геологической неоднородности при дифференцированном подсчёте запасов позволяет более обоснованно подходить к размещению эксплуатационных скважин при освоении ачимовской толщи.
Практическая ценность работы:
1.Разработанная методика дифференциации запасов позволяет повысить достоверность оценок запасов ГК залежей.
2.Разработанные рекомендации по учёту геологической неоднородности при дифференцированном подсчёте запасов могут быть использованы ООО «Урен-гойгазпром» при освоении залежей ачимовской толщи и используются в учебном процессе при обучении студентов специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».
Фактический материал и личный вклад автора
В основу работы положены результаты изучения материалов геофизических исследований по более 100 поисково-разведочным скважинам, материалы изучения керна, данные результатов опробования, испытания и исследования скважин, проведённых силами Уренгойнефтегазгеологии, данные опытно-промышленной эксплуатации ачимовской толщи Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского месторождений, проводящейся ЗАО "Роспанинтернешнл", материалы исследований ТюменНИИГипрогаза, научно-технического центра 000 «Уренгойгазпром», ВНИГРИ, Сибирской опытно-методической геофизической экспедиции (г. Новосибирск).
Основу диссертации составили исследования автора, выполненные в период с 1996 по 2006 гг.
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на И Всероссийской конференции по проблемам газовой промышленности России (Москва, 1997); Всероссийской конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи, транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень,1998); научно-практической конференции «Научные проблемы Западно-Сибирского нефтегазового региона» (Тюмень,1999); научно-технической конференции «Нефть и газ» (Тю-мень,2002); международной научно-практической конференции «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов» (Астрахань, 2002); VIII Международной конференции «Наука и образование-2005» (Днепропетровск, 2005);Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2005);IV Всероссийской научно-технической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (Тюмень, 2006), а также опубликованы в статье журнала «Нефть игаз»№5,2006г.
Структура и объём работы
Диссертация состоит из введения, четырёх глав и заключения, изложенных на 184 страницах текста и содержит 22 рисунка, 11 таблиц и библиографию из 137 наименований.
Автор выражает глубокую признательность своему научному руководителю д.г.-м.н., профессору В.Г.Каналину. За помощь и поддержку автор выражает благодарность д.г-м.н., проф. А.А. Нежданову, д.г-м.н, проф. Ю.Я. Большакову, д.г.-м.н., проф. Г.П. Мясниковой,к.ф.-м.н. В.А.Белкиной, автор выражает искреннюю благодарность производственным и научно-исследовательским организациям за предоставленную возможность ознакомления с фактическими, промысловыми и фондовыми материалами и их использования в процессе подготовки данной работы.
Основные черты геологического строения Уренгойского района
Литол ого-стратиграфическая характеристика неокома, нижне- средне- юрских и триасовых отложений Уренгойского района приводится по данным пробуренных скважин, по более глубоким горизонтам палеозоя использованы данные Тюменской сверхглубокой скважины (ТСГ-б).Описание геологического разреза дано в соответствии с Региональными стратиграфическими схемами мезозойских отложений Западно-Сибирской равнины, принятыми V Тюменским межведомственным региональным стратиграфическим совещанием и утверждёнными Межведомственным стратиграфическим комитетом в 1991 году /86,87/.
Доюрский фундамент плиты сложен тремя структурно-формационными комплексами: нижним- складчатым, средним- параплатформенным и верхним-прерывистым, образованным триасовыми вулканогенно-осадочными и терри-генными угленосными отложениями /103/. Поверхность фундамента условно отождествляется с сейсмическим отражающим горизонтом «А».Складчатый фундамент вскрыт в скважине 414 на глубине 5385м. Его породы представле ны базальтами серыми до темно- серых с вкраплениями плагиоклаза и пироксена/83/.
Отложения пермской системы вскрыты в скважине ТСГ-6 в объёме аймальс-кой свиты. Породы сложены базальтами, небольшими пачками туфов.
В Уренгойском районе глубокими скважинами вскрыты нормально осадочные отложения триаса (тампейская серия), которые достаточно полно изучены в разрезе ТСГ-6 и ряде скважин Уренгойского, Ево-Яхинского и Геологического месторождений. В их составе по материалам совещания в г.Перми (1995) выделено две серии: красноселькупская и тампейская. Общая толщина отложений составляет 1600-1700м. В составе красноселькупской серии выделяются снизу вверх аймальская и коротчаевская свиты. Аймальская свита представлена базальтами с двумя прослоями аргиллитов, алевролитов. Её толщина 200м. Коротчаевская свита без перерыва залегает на аймальской и представлена туфами прорванных тонкими жилами микродолеритов. Толщина свиты до 800м. Породы тампейской серии состоят из трёх свит: пурской, варенгаяхинской и витю-тинской. Пурская толщиной 400м представлена аргиллитами и алевролитами с прослоями песчаников. В подошве свиты прослеживается отражающий горизонт 1в. Варенгаяхинская свита толщиной до 250м представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Витютинская свита толщиной до 80м представлена чередованием конгломератов, песчаников и аргиллитов,
В пределах Уренгойского района юрская система представлена всеми тремя отделами. Подошва юрских отложений совпадает с отражающим горизонтом 1а. Нижняя и средняя юра характеризуются широким развитием преимущественно континентальных образований, объединённых в заводоуковскую серию, выделенную в 1954 году Н.Н.Ростовцевым. Верхнеюрские отложения составляют нижнюю часть полудинской серии /44/.
Нижний отдел представлен береговой,ягельной и котухинской свитами. Нижнеюрские отложения вскрыты скважиной ТСГ-б.Они залегают между сейсмическими реперами 1а и Ті. Береговая свита выделена коллективом авто ров (Гурари, Будников, Девятов, Казаков и др., 1988) со стратотипом по Геологической (Береговой) скв. 14, предложен гипостратотип по Уренгойской скв.414 - бывший стратотип новоуренгойской свиты, синоним береговой. По правилу приоритета вводится последняя. Береговая свита представлена песчаниками грубозернистыми, гравелитами, конгломератами с подчинёнными прослоями уплотнённых серых глин. Перекрывающая их ягельная свита представлена аргиллитоподобными глинами с прослоями гравелитистых песчаников. Её толщина в Уренгойском районе до 150м. На отложениях ягельной залегает ко-тухинская свита, представленная в изучаемом районе нижней и верхней под-свитами, состоящими каждая из двух пачек. В нижних частях подсвит чередуются песчаники, алевролиты и глины, перекрытые уплотнёнными глинами. Общая толщина котухинской свиты в пределах Уренгойского района до 640м. Находящийся в кровле нижнеюрского отдела отражающий горизонт ТА соответствует тогурской пачке глин тоарского возраста. Общая толщина нижнеюрского отдела составляет около 1000м.
Средний отдел представлен отложениями тюменской свиты. Для неё, согласно схеме /86/, принято трёхчленное деление на подсвиты. В пределах Уренгойского района выделяются нижняя, средняя и верхняя подсвиты. Нижняя под-свита представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. К верхам нижней подсвиты приурочен сейсмогоризонт Т2. В разрезе подсвиты выделены песчаные пласты КЬ-9. Толщина подсвиты 100-200м. Средняя под-свита - неравномерное переслаивание уплотнённых глин с глинистыми песчаниками, алевролитами, углями. В составе подсвиты выделены песчаные пласты Ю5-6. Толщина средней подсвиты в пределах Уренгойского района составляет 90-ІбОм. Верхняя подсвита представлена переслаиванием уплотнённых глин, глинистых песчаников, алевролитов с прослоями углей. В её разрезе выделены песчаные пласты Kh-4. Наиболее выдержан пласт КЬ. На Юбилейном,
Состояние изученности вопроса и основные методические принципы изучения геологической неоднородности
Изучением неоднородности нефтегазоносных пластов занимались многие отечественные и зарубежные исследователи. Среди них следует отметить работы В.И. Азаматова, Н.М,Свихнушина /1,2,3/, ЮЛ.Борисова /14/, Л.Ф.Дементьева /37,38/, В.А. Долицкого /40/, М.А.Жданова /50/, В.Г. Каналина /55,56,57, 58,59,60,61/, АЛ.Крылова /68/, В.Д. Лысенко /70,71/, М.И.Максимова /72/, В.С.Мелик-Пашаева /73,74,75/, З.К. Рябининой, В.В. Воинова, ЮЛ. Борисова, В.А. Бадьянова, B.C. Керим-Заде /14,15,102,103/, М.М.Саттарова /95/, Е.И.Сёмина /93/, В.В. Стасенкова, КМ. Климушина, ВЛ. Бреева /105/, М. А, Токарева/Ill Д 12,113/, И.П-Чоловского/123,124,125/и др. Вопросам изучения геологической неоднородности посвящены отдельные работы Е.О. Белякова /12/, Ю.А. Волкова, Ю.В. Масехновича /21/, Р. Л. Галина, ОГ. Зарипова, Р.С. Сахибгареева /26/ Н.Н. Пайкова /85/, К- X. Таташева, М.Е. Лапшина, В.М, Васильева /109/, Л.В. Цивинской, ЮЛ, Борисевича, О.А. Кулаковой, Т.М. Боргест /122/, Н. Н. Haldorsen, P. J. Brand , С- J. Makdonald /128/, A. Kossack Charles /129/ и др. Несмотря на такое значительное число исследователей, среди них до сих пор нет единой точки зрения по вопросам терминологии, классификации и оценки неоднородности пластов.
Данная диссертационная работа посвящена изучению геологической неоднородности ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения для целей дифференциации запасов и поэтому все рассуждения в ней ведутся относительно применения этого понятия для целей нефтепромысловой геологии,
М.А.Жданов считает, что изменчивость во времени условий осадконакопле-ния, связанная с изменением скорости накопления осадков, последующими тектоническими движениями и диагенетическими процессами приводит к изменению состава и структуры горных пород и появлению так называемой неоднородности. По характеру своего проявления он предлагает различать три основных типа неоднородности пластов:
неоднородность, связанную с расслаиванием единого горизонта на ряд пластов и пропластков, широко развитых по площади; изучать такую неоднородность предложено путём осуществления зональной корреляции с последующим составлением зональных карт;
неоднородность, связанную с частичным замещением пористых пород глинами, плотными алевролитами, аргиллитами и развитием в пределах горизонта выклинивающихся пористых пропластков, в этом случае рекомендуется особое внимание обратить на правильное построение карт изопахит;
неоднородность, выраженную резким изменением коллекторских свойств горизонта по всей его мощности в связи с фациальной изменчивостью. В этом случае неоднородность характеризуется наличием в пористом горизонте непроницаемых пород. Для характеристики такого типа неоднородности вводят понятие о коэффициенте песчанистости к п, под которым следует понимать отношение объёма пористой части горизонта ко всему объёму горизонта (в пределах его продуктивной части) /50/.
ИЛ. Чоловский все виды геологической неоднородности объединяет в две большие группы /123,124 /: связанную с изменчивостью состава самой среды, насыщенной нефтью;
связанную с геометрией проницаемых пластов (прослоев) и разъединяющих их плотных непроницаемых пород, т.е. расчленённостью разреза.
Л.Ф.Дементьев понимает под геологической неоднородностью непостоянство, изменчивость, как по площади, так и по разрезу литологической характеристики и физических свойств пород, слагающих продуктивный пласт /37/.
З.К. Рябинина, В.В. Воинов под неоднородностью понимают свойство нефтяного пласта-коллектора, обусловленное изменением его структурно- фациальных и литологических простых свойств, оказывающих влияние, в основном, на движение пластовой жидкости к забоям скважин и подлежащих учёту при установлении потенциальных возможностей нефтяного пласта /102/.
В,Д. Лысенко отмечает наиболее важные, по его мнению, виды неоднородности:
зональная неоднородность нефтяных пластов по проницаемости, наблюдаю щаяся между зонами послойная неоднородность нефтяных пластов по проницаемости, наблюдающаяся в пределах зон между слоями;
зональная неоднородность нефтяных пластов по эффективной толщине;
прерывистость - доля отсутствия проницаемой породы по площади слоев;
неоднородность скважин по коэффициенту продуктивности;
неоднородность добывающих скважин по площади эксплуатируемых участков;
неоднородность совокупности трубок тока в пределах однородного слоя из-за точечного расположения источников и стоков (нагнетательных и добывающих скважин). Автор считает, что эти виды неоднородности либо созданы природой, либо имеют место при самом идеальном осуществлении процесса. Они являются стабильными в течение всего времени разработки /70,71/.
В.Г. Каналий, анализируя в своих работах различные методы оценки геологической неоднородности, высказывает мысль о том, что при проектировании разработки многопластовых нефтяных месторождений в первую очередь должны учитываться показатели неоднородности для отдельных пластов, а затем уже совместно эксплуатируемых пластов {многопластовых эксплуатационных объектов) /55,56,57,58,59/. Автор считает, что наиболее информативными в отношении оценки продуктивности скважин являются следующие геолого-промысловые признаки: 1) комплексные геофизические параметры, наиболее тесно связанные с проницаемостью пластов
Литолого-петрографическая характеристика ачимовской толщи по данным описания керна
По данным описания керна породы ачимовской толщи представлены следующими литологическими разностями: песчаниками, алевролитами и аргиллитами.
Песчаники от светло-серых до серых, мелко- и среднезернистые, алевритис-тые, от слюдистых до сильно слюдистых, встречаются слойки, обломки от округлой до линзовидной формы тёмно-серого аргиллита, от слабо до сильно кар-бонатизированных разностей. Полосчатые за счёт субгоризонтальных линз, слойков чёрного аргиллита с растительным детритом, мощностью от 1мм до 2 см. Встречаются плотные песчаники, чередующиеся с алевролитами.
Алевролиты серые, плотные, с обломками, линзами и слоями серого, сильно алевритистого мелкозернистого песчаника мощностью от 1мм до 1см. Отмечены алевролиты тёмно-серые с прослойками светло- серых алевритистых песчаников. Встречаются алевролиты светло-серые, мелкозернистые, слюдистые, с песчаным материалом, карбонатизированные.
Цемент песчаников слабо карбонатизированный (интервал 3693-3705 м, скв.716 ). В некоторых образцах отмечается резкое возрастание глинистого материала.
Аргиллиты от серого до тёмно-серого и чёрного цвета, сильно слюдистые, иногда чрезвычайно алевритистые с горизонтальными линзами и слойками карбонатов мощностью до 2мм в виде обломков и линз окатанной формы, В аргиллите встречаются линзы и слойки серого алевролита мощностью Ь5мм, иногда наблюдается равномерное переслаивание серого алевролита и чёрного углистого аргиллита, тёмно-серого аргиллита со светло-серым алевролитом. Мощность прослоев до 4см. Некоторые аргиллиты плотные, характеризуются отсутствием видимой слоистости. Местами встречены плотные плитчатые аргиллиты .Встречаются аргиллиты с многочисленными волнистыми слойками, линзами, а также обломками вытянутой формы светло- серого мелкозернистого карбонатного песчаника и серого алевролита.
Слоистость: косослоистое переслаивание, встречается несогласное залегание в виде линз и слоев мощностью от 1мм до 1см (скв.716)Для некоторых интервалов разреза характерна горизонтальная слоистость за счёт тонких слойков и линз мощностью до 1мм тёмно-серого сильно слюдистого или чёрного аргиллита (скв. 716). Встречаются образцы без видимой слоистости. Наблюдается переслаивание в виде обломков, линз, горизонтальных слоев мощностью от 5мм до 3 см. В некоторых образцах керна наблюдаются тонкие слойки серого аргиллита мощностью до 1мм, которые показывают сильное смятие песчаника в складки. На сколах встречаются следы ряби. Наблюдается волнистая слоистость с мощностью слойков 1-5 мм, иногда переслаивание в виде обломков, линз, слоев волнистой формы мощностью до 5 см. В переслаивании часто преобладает песчано-алевритистый материал. В некоторых образцах отмечена полосчатая слоистость за счёт мелких слойков чёрного аргиллита мощностью 1-2 мм (рис.3.1).
Карбонатизация: отмечается резкое изменение карбонатности песчаников сверху вниз от слабо карбонатного цемента в верхней части интервалов до сильной карбонатизации всей породы в конце (сверху вниз карбонатизация увеличивается).
Растительные остатки: встречаются линзы мощностью до 0,5 см сильно ар-гиллитистого угля. В некоторых образцах отмечены мелкие слойки мощностью до 1мм чёрного аргиллита с растительным детритом (скв. 716). В интервале 3610-3615м (скв. 746) обнаружены редкие раковины и их обломки аммонитов и обломки крупных раковин моллюсков.
