Содержание к диссертации
Введение
1. Типизация литолого-петрофизических неоднородностей продуктивных отложений и масштабные уровни их исследований 11
1.1. Типизация неоднородностей продуктивных отложений 11
1.2. Неоднородность продуктивных отложений микро-уровня 14
1.3. Неоднородность продуктивных отложений мезо-уровня 21
1.4. Неоднородность продуктивных отложении макро-уровня 26
2. Исследования неоднородности карбонатных отложений 37
2.1. Анализ неоднородности при изучении карбонатных пород коллекторов 37
2.1.1.Изучен не особенностей влияния процессов гравитационного уплотнения на пустотное пространство карбонатных отложений на основании анализа неоднородности 37
2.1.2.Анализ неоднородности при исследовании эволюции пустотного пространства карбонатных отражений 44
2.1.3. Развнтне литолого-петрофизических неоднородностей карбонатных отложении в напряженных зонах 73
2.1.4. Зоны оптимального существования карбонатных пород коллекторов 89
2.2. Анализ литолого-петрофизических неоднородностей в карбонатных отложениях фаменского яруса юго-западной части Хорейверской впадины 92
2.2.1.Изученне неоднородностей продуктивных отложений фаменского яруса на основании анализа лабораторных исследований керна 92
2.2.2.Исследования неоднородности продуктивных отложений фаменского яруса на основании анализа промыслово-гсологических и промыслово-геофизических данных 123
2.3. Неоднородность техногенного типа 140
3. Исследования неоднородности терригенных отложений 152
3.1. Выявление неоднородности продуктивных отложений в результате реконструкции обстановок осадконакопленнй на основании анализа геолого-геофизических данных 152
3.2. Учет неоднородности при анализе положения водонефтяного контакта 164
3.3. Оценка неоднородности функционального вида и их учет при изучении строения месторождений нефти и газа 167
4. Минимизация информационных потерь при учете неоднородности более низкого уровня в ходе геологического моделирования 192
5. Использование сейсмических методов при геологическом моделировании неоднородности 211
5.1. Построения геологической модели при дефиците или отсутствии скважинных данных (на примере исследований доюрского комплекса Западно-Сибирской НГП) 211
5.2. Использование динамического анализа волнового поля при моделировании неоднородности продуктивных отложений 221
5.3. Информативность карт временных толщин при изучении неоднородности продуктивных отложений 234
Заключение 244
Литература 251
- Неоднородность продуктивных отложений микро-уровня
- Развнтне литолого-петрофизических неоднородностей карбонатных отложении в напряженных зонах
- Оценка неоднородности функционального вида и их учет при изучении строения месторождений нефти и газа
- Информативность карт временных толщин при изучении неоднородности продуктивных отложений
Введение к работе
Актуальность темы: Создание и уточнение геологических моделей месторождений является неотъемлемым этапом при их разведке и освоении. Надежность созданных трехмерных геологических моделей и подсчета запасов исследуемых природных объектов во многом зависит от степени изученности характера изменений свойств продуктивных горизонтов. Выявление и оценка неоднородности продуктивных отложений является одной из главных проблем при разведке и на различных стадиях освоения залежей нефти и газа. Во многом, именно от корректности учета данного фактора зависит эффективность прогрессивных технологий освоения залежей углеводородов. Изучение и систематизация неоднородностей различных масштабных уровней при освоении залежи позволяют улучшить такие показатели, как объем добычи углеводородов, время и степень обводнения пластов, увеличение коэффициента извлечения нефти и т.д.
Актуальность исследования неоднородности нефтегазопродуктивных отложений связана также с увеличением доли залежей с трудно извлекаемыми запасами в структуре ресурсной базы углеводородов России, что определяет необходимость своевременной разработки новых подходов к изучению и моделированию их строения.
Цель работы: Исследование неоднородности нефтегазоносных отложений, как одного из определяющих факторов повышения эффективности проведения геологоразведочных работ и освоения месторождений нефти и газа.
Задачи исследования:
Разработка и научное обоснование принципов типизации неоднородностей нефтегазопродуктивных отложений.
Разработка методологии выявления и изучения разномасштабных пластовых неоднородностей.
Исследование различных типов неоднородности.
Научное обоснование методологии минимизации информационных потерь при геологическом моделировании природных объектов различных масштабных уровней.
Систематизация и моделирование изменчивости свойств продуктивных отложений.
Изучение характера влияния неоднородности продуктивных отложений на возможность повышения коэффициента извлечения углеводородов.
Разработка и научное обоснование нового подхода к оценке добычных возможностей залежей нефти и газа.
Защищаемые положения:
-
Генетические принципы типизации явных и функциональных неоднородностей (литологический, тектонический, стратиграфический, техногенный и комбинированный типы), учитывающие масштабный уровень их проявления (микро, мезо и макро). Систематизация и учет пространственных соотношений генетических типов неоднородности, определенных по геолого-геофизическим данным, повышает адекватность геологических моделей сложнопостроенным месторождениям углеводородов.
-
Установленные закономерности формирования оптимальных зон существования карбонатных коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами для разновозрастных региональных нефтегазоносных комплексов. Выделено три зоны оптимального существования карбонатных коллекторов:
первая зона характерна для практически неперекристаллизованных карбонатных отложений кайнозойской и мезозойской групп, залегающих в интервале глубин 1,5-2,5 км (зона интенсивного развития процессов унаследованного выщелачивания);
вторая зона - для карбонатных отложений, залегающих на глубине более 4,5 км (зона благоприятная для формирования пор и каверн нового образования);
третья зона - для карбонатных отложений, приуроченных к напряженным участкам (зонам сжатия). Локальное увеличение горного давления определяет развитие процессов выщелачивания и трещинообразования.
-
Научное обоснование необходимости учета при подсчете геологических запасов и вовлечения в освоение залежей всего объема нефтегазонасыщенных пород, в том числе, со значениями фильтрационно-емкостных свойств меньше кондиционных, как дополнительного источника углеводородов. Данный подход к моделированию залежей и подсчету запасов в условиях ухудшения структуры ресурсной базы углеводородного сырья Российской Федерации позволяет учесть весь нефтегазовый потенциал месторождений и служит информационной основой создания эффективных технологий разведки и освоения залежей нефти и газа.
-
Научные основы комплексного анализа геолого-геофизических данных при моделировании разномасштабных неоднородностей. Применение стохастических методов при моделировании нефтегазоносных объектов позволяет повысить достоверность выявления и оценки особенностей их строения, а также осуществлять корректное комплексирование разномасштабных геолого-геофизических методов, имеющих различную точность определения свойств изучаемых объектов, минимизировать информационные потери и повысить адекватность геологических моделей. Научная новизна:
Проведена типизация неоднородности нефтегазонасыщенных пород, учитывающая генезис и масштабный уровень исследуемых объектов.
Впервые выделены две разновидности неоднородности - явные
(соответствуют существенным изменениям свойств по площади и/или
разрезу, которые фиксируются различными геолого-геофизическими методами) и функциональные (включают существенные нарушения или отклонения от выявленных зависимостей, трендов, распределений и т.д.).
Разработан новый подход к учету результатов исследований разномасштабных пластовых неоднородностей, позволяющий минимизировать информационные потери.
Уточнено положение зон оптимального существования карбонатных пород-коллекторов. Выделяются три зоны, причем зона, приуроченная к напряженным участкам сжатия - впервые.
Научно обоснован новый подход к построению трехмерных геологических моделей и подсчету запасов углеводородов, предопределяющий необходимость учета всех нефтегазонасыщенных пород, включая разности, фильтрационно-емкостные свойства которых меньше кондиционных значений. Предлагаемая методология, как существенно увеличивает геологические запасы углеводородов, так и стимулирует создание новых технологий разработки залежей нефти и газа, в том числе с трудноизвлекаемыми запасами.
Обоснованы рекомендации по освоению залежей углеводородов на основе анализа неоднородностей продуктивных карбонатных отложений техногенного генезиса.
Практическая значимость. Разработанная система изучения неоднородности продуктивных отложений позволяет повысить надежность геологических моделей залежей благодаря минимизации информационных потерь при сопоставлении результатов исследований объектов различных масштабных уровней. Приведенное обоснование необходимости усовершенствования системы подсчета запасов углеводородов стимулирует создание новых технологий освоения залежей нефти и газа. Разработанный метод определения газопроницаемости по данным ГИС был использован при изучении Крапивинского месторождения (патент № 2092878 от 10.10.97).
Внедрение результатов работы. Результаты работы были использованы в научно-производственных отчетах:
Оценка перспектив нефтегазоносности верхнепалеозойско-силурийских отложений в пределах лицензионного участка ООО «Компания Полярное Сияние» (№ 2406-КПС-09/8-09 от04.03.2009);
Отчет о результатах 3-х-мерной сейсморазведки МОГТ на лицензионном участке Северо-Губкинского и Присклонового месторождений (№ Л/с 31 -05 от 01.02.2005)
Отчет о переинтерпретации данных сейсморазведки ЗД в западной части Ватьеганского месторождения с целью уточнения геологического строения и структуры запасов (№ 04С0513 от 06.04.2004)
Отчет о результатах проведения детальных сейсморазведочных работ методом ЗД на участке Нонг-Еганского месторождения (№ 196/45784016/94 от 01.12.2002);
Отчет о результатах детальных сейсморазведочных работ методом ЗД в зоне сочленения Урьевского и Чумпасского месторождений (№ 196/45784016/156/24 от 25.01.2002);
Отчет о результатах проведения сейсмической съемки ЗД на северном участке Южно-Конитлорского месторождения (№ 131 от 5.04.2001);
Отчет о результатах детальных сейсморазведочных работ на Курраганской площади (№ 60/99-МФ/196/45784016/071/678 от 29.10.1999);
Отчет о результатах сейсморазведочных работ ЗД на Юккунском участке Северо-Покачевского месторождения (№ 59/99-МФ/196/45784016/070/679 от 29.10.1999);
Отчет о результатах проведения сейсмической съемки ЗД в северо-восточной части Южно-Ягунского месторождения месторождений (№ 37 от 15.02.1996).
По теме диссертации опубликовано 42 печатные работы, в том числе 21 статья - в журналах, рекомендованных ВАК, патент на изобретение и 1 монография.
Апробация работы и публикации. Результаты выполненных исследований и основные положения работы докладывались на IV Всесоюзной конференции «Коллектора нефти и газа на больших глубинах», 1987 г.; XIV Губкинских чтениях "Развитие идей И. М. Губкина в теории и практике нефтегазового дела", 1996 г.; IV научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», 2001 г.; V научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», 2002 г.; VI научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», 2003 г.; VII научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» , 2004 г.; VIII научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», 2005 г.; научно-практическом семинаре ВНИИГаз "Проблемы и перспективы изучения и освоения углеводородного потенциала глубокопогруженных горизонтов осадочных бассейнов мира", М., 2010 г.; рабочем семинаре «Литология в нефтегазовых целях», Санкт-Петербург, 2008 г.; симпозиуме EAGE «Продуктивные клиноформные комплексы и возможности современной сейсморазведки», Тюмень, 2011 г.; XIX Губкинских чтениях "Развитие идей И. М. Губкина в теории и практике нефтегазового дела", М., 2011 г.; IX Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», М., 2011; VII Всероссийском съезде геологов, М., 2012 г.; семинаре ГКЗ «Вопросы разработки и оценки извлекаемых запасов нефти на поздней стадии эксплуатации месторождений» , М., 2012 г.
Объем и структура работы. Диссертационная работа изложена на 261 странице, в том числе содержит 111 рисунков, 13 таблиц. Диссертация состоит из введения, 5 глав, заключения и списка использованной литературы из 105
Неоднородность продуктивных отложений микро-уровня
Для масштаба микро-уровня характерен комплекс исследований отдельных образцов. В рамках нефтегазопромысловой геологии особый интерес в первую очередь вызывают система пустот породы и факторы, контролирующие изменения ее свойств. В частности, строение пустотного пространства зависит от структурно-текстурных особенностей породы, типа и содержания цемента и особенностей развития постседиментационных преобразований. Неоднородности строения пород и пустотного пространства во многом определяют проницаемость, остаточную водонасыщенность и нефтенасыщенность и, следовательно, коэффициент вытеснения нефти. Оценка неоднородности пустотного пространства осуществляется на основании петрографических исследований шлифов и пришлифовок, порометрии и томографии [6].
Как уже отмечалось, неоднородности, выявленные на данном уровне, изучения очевидны. Практически все исследователи при изучении пустотного пространства пород принимают выделение трещин, пор и каверн. Возникает вопрос об их генезисе. При изучении пор и каверн достаточно отчетливо видна роль литологического фактора при формировании неоднородности их строения. Часто в одном образце встречается несколько разновидностей, образование и развитие которых контролировалось различными процессами.
Необходимо различать поры и каверны по стадиям литогенеза, на которых протекали и завершились процессы их формирования [87]. В связи с этим они делятся на два типа: первичные - седиментационные и вторичные - постседиментационные (рисунок 1.2). Строго говоря, к первичному типу могут быть отнесены только пустоты, образовавшиеся только в процессе осадконакопления. Однако необходимо отметить, что большинство первичных пор, очевидно, должно было подвергнуться воздействию процессов гравитационного уплотнения, диагностические признаки которого практически не поддаются однозначному описанию, поэтому отнесение большей их части (если не всех?) к данному типу имеет условный характер.
Разделение рассматриваемых пустот на классы производится после определения процесса, завершившего их формирование (аккумуляционный, хемогенно-аккумуляционныи, выщелачивания, остаточный после вторичного минералообразования, перекристаллизации и доломитизации).
Среди вторичных пустот представляется целесообразным выделить пустоты нового образования и унаследованного развития. Аналогичное разделение пор и каверн предлагал Ф.Дж. Петтиджон [59]. Критерием отнесения пор и каверн к тому или иному подтипу служит время их заложения. Пустоты, развитие которых началось на стадии седиментогенеза, следует относить к подтипу унаследованного развития. Пустоты, появившиеся в результате постседиментационных преобразований в тех участках породы, где они раньше отсутствовали — нового образования.
Поры и каверны каждого класса в свою очередь в зависимости от места расположения в породе подразделяются на виды: внутриформенный (в случае, когда пора находится внутри форменного компонента, например, -внутри ракушки) и межформенный.
Уже на микро-уровне отчетливо проявляется неоднородности в строении пустотного пространства. Во-первых, в одном образце сосуществует несколько генетических разновидностей пустот, характер формирования которых, в ряде случаев, осуществлялся практически независимо друг от друга.
Во-вторых, при изучении шлифов прослеживается изменчивость структурно-морфологических особенностей даже пустот одинакового происхождения.
В-третьих, часть пустот, существовавших на более ранних стадиях развития отложений, в настоящее время прекратили свое существование в результате проявления процессов вторичного минералообразования.
В частности, эти положения достаточно убедительно иллюстрируется на примере шлифов карбонатных отложений месторождений Карачаганак (рисунки 1.3, 1.4).
Необходимо отметить, что при изучении пород на микро-уровне также может достаточно убедительно прослеживаться анизотропия ряда свойств. В частности, это наблюдается и при изучении по шлифам характера изменений структурных свойств пор (рисунки 1.3, 1.4), а также при анализе результатов лабораторных определений проницаемости, измеренных по различным направлениям (рисунки 1.5, 1.6). Анизотропия фильтрационных свойств пород характерна, как для терригенных, так и карбонатных пород.
В целом, проницаемость, измеренная параллельно напластованию превосходит аналогичный показатель, измеренный в перпендикулярном направлении [101]. Во многом, это предопределено сезонными колебаниями условий седиментации осадков. Периодическая смена активного приноса с последующей аккумуляцией обломочного материала и изменение интенсивности накопления глинистой и/или хемогенной составляющей осадка. В результате ослабевает гидродинамическая сообщаемость пустот в вертикальном направлении. Данная закономерность характерна для отложений, в составе пустотного пространства которых доминируют первичные поры. Появление пор унаследованного развития и, тем более - нового образования вносит определенные корректировки в данную зависимость. Формирование наклонных и вертикальных трещин, в свою очередь, может также кардинально изменить данную картину. Рассматриваемый тип пустот с одной стороны положительно влияет на фильтрационные свойства по направлению параллельному его простиранию. С другой - стенки трещин часто покрыты кристаллами вторичного кальцита или пленкой окисленного битума. Это существенно ухудшает проницаемость образца в субперпендикулярном направлении относительно ориентировки трещины. Именно данная ситуация повлияла на зависимости, приведенные на рисунках 1.5 и 1.6. Превышение проницаемости в направлении перпендикулярном напластованию, как правило, характерно образцам, имеющим соответствующим образом ориентированные трещины. Кроме этого данные породы имеют сравнительно небольшую проницаемость в направлении параллельном напластованию.
Развнтне литолого-петрофизических неоднородностей карбонатных отложении в напряженных зонах
При изучении неоднородности карбонатных отложений выявляется еще одна область, в пределах которой создаются благоприятные условия для положительного развития ФЕС продуктивных отложений. Это относится к напряженным участкам пласта, где происходит локальное увеличение горного давления. Преимущественно здесь преобладают процессы сжатия. Тип формирующейся неоднородности представляется целесообразным классифицировать как литолого-тектонический. Именно тектонический фактор во многом определяет развитие соответствующих эпигенетических преобразований, влияющие на коллекторские свойства пород.
В качестве примера рассмотрим Северо-Останинское месторождение, которое расположено в зоне сочленения Нюрольской впадины и Пудинско мегавала Западно-Сибирской НПО. Исследуемая газовая залежь приурочена к верхней части карбонатной толщи палеозойской группы (рисунок 2.9). Структурный фактор не в полной мере контролирует границы залежи. Преобладание в рассматриваемой карбонатной толще плотных разностей определяет формирование литологических экранов.
Среди пустот наиболее широко распространены трещины, поры и каверны наблюдаются реже, их емкость (рассчитанная по шлифам) составляет 0,1-2,1% (в среднем - 0,62%). Большая часть пор и каверн -вторичные нового образования (межкристаллические, межкристаллического выщелачивания и выщелачивания вблизи трещин) на их долю приходится почти 90% объема всех открытых пустот. При изучении пустотного пространства использовалась классификация Г.Е. Белозеровой и П.Н.Страхова [10].
В пределах исследуемой территории выделяется 4 типа разрезов. Отложения первого типа вскрыты скважинами 3, 5, 7 и 11 (рисунок 2.10). Они представлены перекристаллизованными доломитами. Кристаллы, слагающие матрицу породы (таблица 2.8), имеют тонко-мелкозернистую размерность (в среднем - 105 мкм). Преобладают породы органогенно-обломочного литотипа. Их накопление осуществлялось в мелководной обстановке открытого моря с нормальной соленостью. Достаточно высокая гидродинамическая активность придонных вод определяло накопление первоначально высокопористых органогенных осадков.
В настоящее время в рассматриваемых отложениях поры и каверны унаследованного развития играют явно подчиненную роль. Их содержание в породе на основании микроскопических исследований в среднем составляет 0,1-0,2% (редко достигает 0,5-1%). В основном, они представлены порами класса остаточного после вторичного минералообразования.
В данных породах сравнительно широкое распространение получили пустоты нового образования. Их емкость в среднем составляет 1,1% площади шлифа (0,2-2,1%). Преобладают поры межкристаллического выщелачивания и выщелачивания вблизи трещин. Причем стенки ряда пустот испытали на себе воздействие процессов регенерации, которые определили существенное сокращение объема пор нового образования (рисунок 2.8).
В данном случае отмечается обратимый характер формирования пустот данного типа, который проявляется в случае снятия энергетических ограничений, рассмотренных раньше [87]. На завершающей стадии эволюции пустотного пространства происходило возобновление процессов выщелачивания. Следы данных преобразований фиксируются на гранях вторичных карбонатных кристаллов, частично заполнившие поры межкристаллического выщелачивания.
Отложения второго типа разреза вскрыты скважинами 15, 16, 8 и 17 (рисунок 2.10). Они представлены известняками органогенно-детритового, водорослевого и, менее часто, детритово-шламового литотипов. Содержание хемогеннои составляющей в составе исследуемых отложений изменяется в широком диапазоне от 10-15% в органогенно-детритовых разностях до 40-50% в шламовых образованиях. В скважине 15 в интервале 2894,3 - 2898,3 м был обнаружен неокатанный обломок биогермно-водорослевого известняка, по всей видимости, в непосредственной близости от нее происходило формирование биогермной постройки. Первоначально рассматриваемые отложения имели достаточно хорошую пористость, в основном, емкость палеопор первичных и унаследованного выщелачивания составляла около 5% (подавляющая часть данных пустот в последующем была ликвидирована в результате кристаллизации в них вторичных карбонатных минералов). Очевидно, накопление рассматриваемых осадков происходило на границе мелководного и глубоководного шельфа.
Перекристаллизация данных отложений, по всей видимости, осуществлялась при господстве сравнительно невысоких значений температуры и давления. Следствием этого стало формирование кристаллов матрицы, размеры которых в среднем составили 13 мкм (таблица 2.8). Тем не менее, данные вторичные изменения также сопровождались значительным сокращением пустот, формирование которых началось на стадии седиментогенеза. В среднем их емкость составляет 0,1-0,2% площади шлифа. В генетическом отношении они представлены преимущественно порами унаследованного выщелачивания. Пустоты нового образования представлены порами выщелачивания вблизи трещин. Их пористость составляет 0,1-0,9% площади шлифа. Редко встречаются поры межкристаллического выщелачивания (0,1% площади шлифа). Данные преобразования отрицательно повлияли на емкостные свойства пустот, развитие которых началось на стадии седиментогенеза, и способствуют формированию пустот нового образования
В породах данного типа также произошло ухудшение емкостных свойств пустот нового образования вследствие заполнения их кристаллов вторичного кальцита. В этом случае фиксируется, как минимум, две серии процессов генерации вторичных карбонатных минералов. В составе отложений обоих типов разрезов отмечается не высокое содержание глинистого материала. Доминируют карбонатные минералы, а локальное увеличение радиоактивности во многих случаях определяется битумонасыщенностыо пород.
Оценка неоднородности функционального вида и их учет при изучении строения месторождений нефти и газа
При изучении неоднородностей достаточно часто выпадает из поля зрения одна их разновидность, которая отражает характер отклонения от существующих закономерностей, распределений и трендов. Между тем она служит ключом для понимания основных особенностей строения залежи. От корректности их учета в определенной степени зависит эффективность освоения залежей нефти и газа.
В качестве примера рассмотрим особенности существующей оценки запасов нефти и газа. При этом представляется целесообразным акцентировать внимание на том, что на территории Российской Федерации нет ни одного месторождения, которое было бы полностью выработано. Не редкость, когда на месторождениях объем добычи углеводородов превосходит первоначальные извлекаемые запасы. Особенно это актуально для старых добывающих районов.
Причин, обуславливающих такое положение вещей, может быть несколько. Существует предположение, что продолжается приток нефти и газа к уже существующим залежам. И, следует заметить, оно возникло не на пустом месте. В частности, масштабные поверхностные нефтегазопроявления на территории Западной Сибири известны с незапамятных времен. В первой половине XX века этот факт даже использовался в диспуте о перспективах данного региона, как сторонниками оптимистической оценки нефтегазоносностного потенциала данного региона, к которым принадлежал И. М. Губкин, так и их противниками. Первые утверждали, что данное явление - показатель переполненности ловушек углеводородным сырьем, вторые, наоборот, рассматривали это как признак наличия в исследуемом регионе уже разрушенных залежей.
Наличие признаков нефти и газа в верхнемеловых и кайнозойских отложениях Западно-Сибирской НГП [22] позволяет говорить, что значительная часть поверхностных нефтегазопроявлений существует благодаря постоянному подтоку из нижележащих продуктивных горизонтов. При этом нередко наблюдаются залежи, которые полностью заполнены углеводородным сырьем. Возможно, существуют их подпитка из более глубоких горизонтов. В принципе, источником данных потоков могут быть залежи, приуроченные к более древним горизонтам, включая малоизученную толщу доюрского комплекса. Возможно, еще не закончилась генерация углеводородного сырья в нефтегазоматеринских породах, или существует источник абиогенного генезиса. Все это должно являться самостоятельной темой отдельных исследований.
Другая причина необходимости переоценки количества нефти и газа в залежах заключается в наличии системной ошибки современной методики подсчета геологических запасов углеводородов. В настоящее время учитывается только нефть и газ, насыщающее коллекторы [25]. В свою очередь, под ними подразумевают породы, из которых можно извлечь флюиды в промышленных масштабах. При этом остаются без внимания ряд особенностей. Во-первых, при таком подходе в ходе определения коллектора необходимо учитывать экономический фактор. Во-вторых, выделение коллектора зависит от техногенного фактора. Например, позволило ли оборудование превысить критический градиент в процессе опробования и т.д.. В-третьих, получение промышленного притока зависит от свойств флюида. В-четвертых, при выделении коллекторов учитываются фильтрационно-емкостные свойства пород.
Рассмотрим результаты исследований коллекторов ряда месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (таблица 3.1).
Забегая вперед отметим, что аналогичные зависимости фиксируются также при изучении Когалымского, Кураганского, Кустового, Нивагальского, Нонг-Еганского, Урьевского, Чумпасского и Южно-Ягунского месторождений.
Остановимся на особенностях соотношения пористости и проницаемости пород Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В качестве примера рассмотрим соответствующие графики для ряда пластов Ярайнерского месторождения (рисунок 3.8). Как характерно для зависимости данного типа, отмечается большой разброс значений. Проницаемость образцов с одинаковой пористостью может отличаться на 1-2 порядка и больше.
Также в данном случае примечательно другая особенность. При сопоставлении соответствующих зависимостей отмечается, что для более древних пород характерна тенденция увеличение проницаемости при практически равной пористости. Так если среди образцов пласта АВ7 встречаются представители с пористостью больше 20% и при этом имеющие проницаемость меньше 10" м (то есть формально относящиеся к неколлекторам), то в коллекции пород пласта ЮВ] не встречены представители с такими плохими фильтрационными свойствами при пористости больше 15%.
В дополнение к сказанному рассмотрим соотношение фильтрационных и емкостных свойств образцов нижнего и верхнего отделов меловой системы Пякяхинского месторождения (рисунок 3.9). В целом, просматривается аналогичная картина - образцы более древнего возраста характеризуются меньшими значениями пористости. Вместе с тем при близких емкостных свойствах они имеют более высокие значения проницаемости. Особенно отчетливо данная закономерность проявляется при изучении пород 15. 2ч коллекторов (проницаемость больше 10" м ).
В принципе, данные особенности связи пористость - проницаемость различных пластов характерны для многих месторождений Западно-Сибирской НГП. В частности, это хорошо иллюстрируют результаты анализа коллекции образцов Вать-Еганского месторождения. Были сопоставлены гистограммы проницаемости различных пластов, рассчитанных для групп пород, имеющих близкие значения пористости. В данном случае рассмотренная раньше тенденция проявляется более отчетливо. Так при равной пористости наихудшую проницаемость имеют породы наиболее молодого пласта АВЬ наибольшую - ЮВ] (рисунки 3.10, 3.11, 3.12). Фильтрационные свойства образцов пласта БВі при прочих равных условиях занимают промежуточное положение. Среди пород пласта ЮВь имеющих пористость меньше 10%, встречаются образцы, проницаемость которых превышает 10" м , тогда как в более молодых разностях они не встречаются. При этом в коллекции керна пласта ЮВі уже не встречаются неколлекторы среди образцов с пористостью больше 17%. Отметим, что породы неколлекторы пласта БВі не встречаются при пористости больше 21%, ABj 23%.
Информативность карт временных толщин при изучении неоднородности продуктивных отложений
Данный параметр очень часто остается без внимания исследователей. Между тем при грамотном его использовании могут быть получены очень интересные результаты. Особенно это актуально при изучении неоднородностей строения продуктивных отложений на территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. По существу, карта временных толщин между целевыми горизонтами имеет право на существование точно так же, как и любой другой сейсмический атрибут [30].
Во-первых, карта временных толщин может рассматриваться в качестве чисто сейсмического атрибута. В определенных ситуациях изменения физических свойств пласта определяют смещение отражения или к кровле, или к подошве исследуемого объекта. Например, это часто встречается при изучении продуктивных отложений, перекрывающих глинистую покачевскую толщу, характеризующуюся аномально низкими значениями акустической скорости и плотности. В частности, данные пласты встречаются на Ватьеганском, Восточно-Придорожном, Когалымском, Кустовом, Нонг-Еганском, Южно-Ягунском и ряде других месторождений.
В качестве примера рассмотрим пласт БВ2 Нонг-Еганского месторождения. Он представлен переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых отложений. Относительно перекрывающих глинистых отложений песчано-алевролитовые отложения пласта БВ2 характеризуются повышенной средней интервальной скоростью - 3630 м/с, против 3360 м/с (рисунок 5.12 а). В тоже время плотность пород коллектора в среднем несколько ниже, чем в глинистых отложениях - 2,26 г/см и 2,33 г/см соответственно (рисунок 5.12 б). Ниже пласта БВ2 залегают отложения покачевской толщи, которые характеризуются аномально низкими значениями скорости (в среднем 3300 м/с) и плотности (в среднем 1,91 г/см ). В результате пласту БВ2 в волновом поле соответствует положительное колебание (рисунок 5.12 в).
Рассмотрим ситуацию, когда рост эффективных толщин исследуемого пласта происходил в результате увеличения содержания пород-коллекторов в нижней части разреза (имитируется ситуация при образовании вреза). Моделирование показало (рисунок 5,12 г), что увеличение эффективных толщин сопровождается смещением экстремума положительного отражения к подошве пласта и, как следствие - уменьшение временной толщины между отражениями БВ2 и Н. Аналогичная закономерность прослеживается при интерпретации реальной сейсмической съемки. Наибольшие эффективные толщины отмечаются в местах сокращения исследуемых временных толщин (рисунок 5.11 д). При этом квадратичный коэффициент корреляции полученной зависимости составил 0,69.
Во-вторых, карту временных толщин можно рассматривать как геологический атрибут. В ряде случаев она отражает особенности палеогеографической обстановки, которая существовала в момент аккумуляции исследуемых отложений. Зоны увеличенных значений данного параметра, как известно, соответствует более погруженным участкам и, наоборот уменьшенных значений - приподнятым. Определенные сложности возникают при количественном прогнозировании петрофизических параметров в межскважинном пространстве.
При использовании карты временных толщин следует учитывать особенности осадконакопления [62, 69, 105]. В случае некомпенсированного прогибания увеличение данного параметра, как правило, сопровождается уменьшением толщин песчано-алевролитовых отложений и ухудшением их емкостных свойств.
Во многом, это обусловлено последовательным увеличением глубины палеобассейна и, следовательно, снижением гидродинамической активности, что в свою очередь способствует созданию благоприятной обстановки для преимущественной седиментации глинистого материала (рисунок 5.13).
При компенсированном прогибании отмечается обратная зависимость. Участки с наименьшими временными толщинами, как правило, быстрее достигали уровня моря. В связи с этим, здесь или прекращались процессы осадконакопления с последующим началом размыва ранее накопившихся отложений, или происходило заболачивание территории и формирование лагун, что также отрицательно влияло на скорость накопления песчано-алевролитового материала.
Использование карт временных толщин может существенно повысить информативность в тех местах, в которых отмечается по ряду сейсмогеологических причин искажение амплитудно-частотных свойств волнового поля. В частности, как это уже отмечалось ранее, данные положения были использованы при изучении отложений группы пластов ЮС2-4 Южно-Конитлорского месторождения. Они представлены неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников, накопление которых происходило преимущественно в болотно-озерной обстановке. Исследование данных отложений сейсмическими методами существенно осложнялось в результате искажения свойств волнового поля в районах развития морфоскульптур баженовской свиты (рисунки 5.14 а-б).
В этих условиях использовались временные толщины между отражениями Югл и ЮС олошпа (рисунок 5.14). Была установлена прямо пропорциональная зависимость между данным параметром и эффективной толщиной. Коэффициент корреляции составил 0,91, среднеквадратическая погрешность — 2,3 м. Отметим, что полученная зависимость, в принципе, характерна для Западной Сибири. Общеизвестно, что на территории палеосводов отложения пластов тюменской свиты достаточно часто глинизированы. В свою очередь в районе развития самих палеоподнятий характерно сокращение временных толщин между отражениями.
В рассматриваемом случае зоны уменьшенных временных толщин, в общем, соответствуют положению или болот, или наиболее интенсивно заболачиваемых участков палеоозера, где растительность существенно ограничивало подвижность водной среды и транспортировку песчаного материала. В относительно более глубоких районах палеоозера, очевидно, негативное влияние растений на гидродинамическую активность было существенно меньше, что в свою очередь создавало благоприятные условия для интенсивного накопления песчано-алевролитовых отложений со сравнительно хорошими фильтрационно-емкостными свойствами.
Погруженные участки, как правило, имели более хорошую гидродинамическую связь с основной частью водоема, что определяло увеличение активности волн [70]. Кроме этого, следует иметь в виду, что на территории более глубоких областей палеоозер процессы осадконакопления в сравнительно подвижной среде протекали дольше, создавая тем самым благоприятные условия для аккумуляции песчано-алевролитовых отложений.
