CC BY
21
УДК 553.98:551.762.1/.2.02(571.16) Ю.Л. Зайцева
ФГУП «СНИИГГиМС», Новосибирск
ФЛЮИДОДИНАМИЧЕСКИЕ И СТРУКТУРНО-ЛИТОЛОГИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ (НЮРОЛЬСКАЯ МЕГАВПАДИНА, ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ)
В данной статье рассматриваются, дополнительные критерии нефтегазогеологического районирования, такие как пластовое давление, температура и литологическое описание пород разрезов скважин исследуемого района. Использование данных критериев позволяет картировать внутри нефтегазоносных районов перспективные земли с более высоким ресурсным потенциалом углеводородного сырья.
Yu.L. Zaitseva
Federal State Unitary Enterprise «Siberian Research Institute of Geology, Geophysics and Mineral Resources» (FGUP «SNIIGGiMS») 67 Krasny Pr., Novosibirsk, 630091, Russian Federation
FLUIDODYNAMIC AND STRUCTURAL-LITHOLOGICAL CRITERIA OF PETROLEUM GEOLOGICAL ZONING (NYUROL MEGADEPRESSION, TOMSK REGION)
The paper deals with additional criteria of petroleum geological zoning, such as formation pressure, temperature and lithologic rock description of well sections in the region studied. The criteria application allows mapping promising lands with higher hydrocarbon resource potential within petroleum regions.
Район исследования в административном отношении находиться на юго-западе Томской области. Нюрольская мегавпадина является отрицательной структурой первого порядка [2].
Нефтегазогеологическое районирование, как правило, проводится на тектонической основе, на которой выделены структуры первого порядка: своды, мегавалы, мегавпадины, мегапрогибы второго порядка: валы, структурные носы, впадины прогибы; третьего порядка: локальные поднятия и прогибы. Прогибы, впадины и желоба рассматриваются, как структуры нефтегазогенерации, которые способствуют образованию залежей углеводородов на сводах, валах, структурных носах и локальных поднятиях.
В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции районирование, выполнено на основе структурной карты по региональному сейсмическому горизонту Б (IIa) и распространяется на все нефтегазоносные комплексы (НГК). При таком подходе районирование может частично или полностью не совпадать
со структурным планом одного или нескольких нефтегазоносных комплексов, поэтому их целесообразно рассматривать в качестве самостоятельных объектов нефтегазогеологического районирования.
На территории Томской области выделяются следующие нефтегазоносные комплексы: в нижней юре зимний, шараповский, надояхский; в средней юре вымский и малышевский. Нефтегазоносные комплексы состоят из резервуара и регионального экрана (флюидоупора) [3].
Сотрудниками СНИИГГиМСа (В.С. Сурковым, В.П. Девятовым, А.М. Казаковым, Л.В. Смирновым, А.Е. Еханиным), ИХН СО РАНа (О.В. Серебренниковой) и Томскгеолкома (А.В. Комаровым, Г.И. Тищенко) [4] произведено нефтегазогеологическое районирование территории Томской области раздельно для нижней и средней юры с учетом основных признаков, характерных непосредственно для этих объектов. В Томской области для средней юры выделено 11 нефтегазоносных районов. Район исследования входит в Нюрольско-Колтогорский нефтегазоносный район.
В качестве дополнительных критериев нефтегазогеологического районирование для, Нюрольско-Колтогорского нефтегазоносного района были проанализированы пластовое давление, пластовая температура и литологическое описание пород по разрезу скважин.
Пластовое давление. Вопросами связанными с пластовыми давлениями на территории Томской области занимались Иванов В.Г., Назаров А.Д., Манылова Л.С.
Необходимыми и достаточными условиями формирования высоких пластовых давлений является во первых, изолированность резервуара, и затрудненная связь с областями разгрузки, во вторых увеличение объема флюидов (повышение температуры, газообразование) в резервуаре или уменьшение объема (вторичная цементация пор) резервуара, или то и другое одновременно [1].
Была выявлена зависимость в значениях пластового давления от глубины. Анализ пластового давления проводился в скважинах по профилям широтного простирания. Для прогноза распределения зон повышенных пластовых давлений на исследуемой территории были выбраны разрезы скважин: Западно-Карайская 1, Северо-Фестивальная 1, Тамратская 1, Восточно-Моисеевская 1, Иголькая 2, Поселковая 4, Глуховская 1. Замеры были проведены на нескольких нефтегазоносных горизонтах. Выявлен градиент нормального пластового давления для данной территории от глубины залегания. Нормальное гидростатическое давление увеличивается с глубиной 10 атм. на 100 м.
Зафиксированное повышенное пластовое давление на нижних горизонтах, к вышележащим, а именно к пласту Юь заметно выравнивается (в Игольской скв.2 на глубине 3198 м (пласт Ю6) давление 338 атм., а на глубине 2748 м (пласт Ю1) давление 280,5 атм.
Проведенный анализ (построение литологических колонок, с учетом каротажных диаграмм ПС, КС, НКГ, ГК, привлечение данных по скважинам ИП и замеров пластового давления показал, что центральная часть Нюрольской мегавпадины характеризуется повышенными пластовыми давлениями т.е.
подчиняются зависимости повышенного пластового давления 1,3 > Р пл./ Р
гидр>1,0 [1].
Повышенные пластовые давления отмечены на Поньжевой площади в скважине 301, Глуховской площади в скважине 1 коэффициент равен - 1,12, в скважине 2 Игольской площади - 1,06, и в скважине Поселковая 4 - 1,03.
Восточная и западная части Нюрольской мегавпадины характеризуются нормальным пластовым давлением (рис. 1).
Рис.1 Графики распределения приведенных значений пластовых давлений и температур (средняя юра, кровля пласта Ю2) в
пределах Нюрольско-Колтогорского нефтегазоносного района.
Анализ изменения геотермического градиента для мезозойского чехла в центральных районах Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, свидетельствует, что в юрских отложениях его значения составляют 3,0-4,0°С/100 м. Для исследуемой территории температурный градиент был установлен 3,4°С/100 м.
На графиках показано, что пластовая температура в центральной части Нюрольской мегавпадины выше нормальной пластовой температуры на 411 0С. Восток и крайний запад впадины характеризованы нормальными и незначительно пониженными пластовыми температурами.
По температурным показателям, как и по значениям пластовых давлений, отмечена одна и также закономерность, т.е. в центральной части Нюрольской мегавпадины зафиксированы высокие температурные отметки (рис. 1).
Анализ литологического состава пород свидетельствует, что разрезы в Нюрольской мегавпадины характеризуются преимущественно крепкосцементированными, средне-мелкозернистыми песчаниками. В средней юре отмечено присутствие большого числа угольных пластов, углистых алевролитов и аргиллитов. Пласты средней юры отличаются, низкой пористостью и проницаемостью, эти показатели характерны для центральной части Нюрольской мегавпадины (табл. 1).
По данным флюидодинамической характеристики пластов, а также по литологическим показателям обособляются в Нюрольско-Колтогорском нефтегазоносном районе, два подрайона Колтогорский на севере граница его проходит по Южно-Черемшанскому локальному поднятию и Нюрольский.
В свою очередь Нюрольский нефтегазоносный подрайон по приведенным характеристикам целесообразно разделить на две зоны: Западно-Нюрольскую и Восточно-Нюрольскую. Граница между зонами протягивается по Фестивальной, Северо-Черталинской и Таловой площадям (рис. 2).
Таким образом, использование дополнительных критериев для нефтегазогеологического районирования позволяет оконтуривать внутри нефтегазогеологических районов, выделенных на тектонической основе, более дробные подразделения. В данном случае, описанная Восточно-Нюрольская зона характеризуется более высоким ресурсным потенциалом углеводородного сырья, в отличие от Западно-Нюрольской.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Белонин М.Д. Аномально высокие пластовые давления. Происхождения, прогноз, проблемы освоения залежей углеводородов / Белонин М.Д., Славин В.И., Чилингар Д.В; Под ред. Н.С. Окновой. - СПб.: Недра, 2005. - 324 с.
2. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. -Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2002. - 253 с.
3. Геологическое строение и нефтегазоносность нижней-средней юры Западно-Сибирской провинции. /Гурари Ф.Г., Девятов В.П., Дёмин В.И. [и др.] -Новосибирск: Наука, 2005. - 156 с.+вкл.
4. Нефтегазоносные комплексы и нефтегазогеологическое районирование нижне-среднеюрских отложений Томской области. /В.С.Сурков, В.П.Девятов, А.М. Казаков [и др.] // Геология нефти и газа. - 1997. - №11. - С. 4-14.
Таблица 1. Характеристика коллекторских свойств пород по пласту Ю2 в пределах Нюрольской мегавпадины
Зона нормального пластового давления Рпл./Ргидр.< 1 Зона повышенного пластового давления 1,3 > р ° пл./ Р гидр
скв.№ литология порист ость (пласт Ю2), % проницае мость, (пласт Ю2), мД скв.№ литология порист ость, (пласт Ю2),% прониц аемость , (пласт Ю2), мД
Крапивинс кая 202 Средне-мелкозернистые песчаники с прослоями алевролита, мощностью до 10 м 14 0,8 Игольская 2 Средне-мелкозернистые песчаники с большим кол-вом углистого материала, крепко-сцементированные, до 10 м 10,2 0,01
Тагайская 4 Средне-мелкозернистый песчаники, мощность 4-8 м 10 0,5 Поселкова я 4 Средне-мелкозернистые песчаники, с прослоями аргиллита, углистого детрита, мощность в среднем 7 м 8 0,01
Восточно-Моисеевская 1 Средне-мелкозернистые песчаники с прослоями алевролита, мощность до 10 м 14 0,7 Поньжевая 301 Песчаные пласты плохо выделятся по ГИС, сложены алевролитами с прослоями темно-серого аргиллита 7 0,01
Тамратская 1 Однородные средне-мелкозернистые песчаники, мощность до15м. 12 0,6 Глуховска я 1 Переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников с включениями пирита, мощность в среднем 5-8 м 8-10 0,1
Западно-Карайская 1 Крупно-средне-мелкозернистые песчаники, крепкосцементированные, мощность 5-8 м 12 0,25 Южно-Фестивальная 1 Песчаные пласты полностью заглинизированны. Породы представлены светло-серыми алевролитами 5-8 0,01
Западно-Крапивинская 200 Средне-мелкозернистые песчаники, мощность 5-7 м 10 0,6
Таловая 5 Крупно-средне-мелкозернистые песчаники, среднесцементированные, мощность до 10 м 17,5 13,6
Елейская 1 Средне-мелкозернистые песчаники, с прослоями алевролитов, до 10м. 10 0,5
Поселковая 9 Средне-мелкозернистые песчаники, с прослоями алевролитов, до 10 м 12 0,8
Чворовая 3 Средне-мелкозернистые песчаники, с небольшой долей алевролитистого материала, мощность 11 м 12 0,7
СевероФестивальная 1 Средне-мелкозернистые песчаники, однородные с прослоями алевролитов, до 11 м 10 0,65
и
КОЛТОГОРСКИЙ
мЕгапрогиб
пионерскаяч 336776'
т85
заячьяо
2887 33 3
262 N
II
НЮРОЛЬСКАЯ МЕГАВПАДИНА
390 т^72
майская
игольская "298"
северо-ай сазская
У
север^юлжавская
1 - Площадь, скважина и ее номер: зеленым обозначены скважины, в которых отмечено пониженное пластовое давление, красным - повышенное (в числителе - глубина залегания горизонта, м, в знаменателе - пластовое давление, атм.). Границы:
2 - Томской области, 3 - Нюрольско-Колтогорского НГР с учетом нефтегазогеологического районирования, 4 - Западно-Нюрольской зоны. 5 - нефтегазопроявления. Месторождения: 6 - нефти, 7 - газа. 8-профили.
271 £ 2 72
2
291 5
т9"
28 3
28 7
29 11
28 7
Рис.2 Данные по замерам пластового давления в пласте Юг (малышевский горизонт) в пределах Нюрольско-Колтогорского нефтегазоносного района.
© Ю.Л. Зайцева, 2011
