CC BY
65. Матвеев С. А., Немировский Ю.В. Армированные дорожные конструкции: моделирование и расчет. - Новосибирск: Наука, 2006.- 336 с.
6. Санников С. П. Армирование несущих слоев из грунтов и каменных материалов объемными георешетками: Дис. канд. техн. наук: - Тюмень, 2004. - 18 с.
7. Прудон-494 - прогрессивная технология для объемного армирования грунтов при строительстве и реконструкции автомобильных дорог // Дороги России XXI века. - №4, - 2003. - С. 40-43.
8. Челобитченко С. А. Методика расчета и конструктивно-технологические решения армированного объемными георешетками земляного полотна на вечномерзлых грунтах. Дис. ... канд. техн. наук. - М. 2007. - 18 с.
Сведения об авторе
Губарьков Анатолий Анатольевич, к.т.н., старший научный сотрудник, субарктический научноучебный полигон ТюмГНГУ-ТюмНЦ СО РАН, Тюменский государственный нефтегазовый университет, e-mail: agubarkov@mail.ru
Кириллов А. Н., ЗАО «Научно-производственный центр «СибГео», заместитель директора по экологии. 625002, г. Тюмень, ул. Немцова, д. 22.
Gubarkov A. A., Candidate of Technical Sciences, senior scientific worker, Subarctic scientific-training ground of Tyumen State Oil and Gas University, Tyumen Scientific Center of RAS Siberian Branch, e-mail: agubarkov@mail.ru
Kirillov A. N., Joint-Stock Company «Research-and-production center «SibGeo», the deputy director on ecology. Tyumen
УДК553.98(571.12)+551.762
ИССЛЕДОВАНИЕ СВЯЗЕЙ ЛИТОЛОГО-ПЕТРОГРАФИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК И ПРОДУКТИВНОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
STUDY OF RELATIONSHIPS BETWEEN PETROGRAPHIC CHARACTERISTICS AND HYDROCARBON DEPOSITS PRODUCTIVITY
А. А. Гладышев
A. A. Gladyshev
Тюменский государственный нефтегазовыйуниверситет,г.Тюмень
Ключевые слова: поисковое бурение, стратиграфия, керн, петрографические исследования, ассиметрия, гранулометрия, медиана, мода, сортировка Key words: prospect drilling, stratigraphic, core, petrographic researches, usymmetry, grain size analysis, median, moda, sorting
Комплексное исследование залежей углеводородов с учётом литологической макро- и микронеоднородности, а также изучение петрографических характеристик позволяет уточнить геологическую модель залежи углеводородов, подготовив её для гидродинамического моделирования и разработки.
В качестве примера таких исследований рассматриваются газоконденсатные залежи пластов БТ6 и БТ7 заполярной свиты нижнемеловых отложений Северо-Пуровского месторождения. Научным интересом в этих исследованиях является изучение литолого-петрографических характеристик коллекторов и выявление связей их с продуктивностью скважин.
Северо-Пуровское месторождение расположено в Тазовском нефтегазоносном районе Пур-Тазовской нефтегазоносной области. В тектоническом отношении охватывает структурный перешеек, разделяющий Западно-Ярояхинскую малую котловину на юге и Восточно-Ярояхинскую малую котловину на западе. Юговосточная часть участка включает северное погружение Ярояхинского структурного мыса.
Поисково-оценочное бурение на исследуемой площади было начато в 1985 г., к настоящему времени пробурено 18 поисково-оценочных и разведочных скважин, все они вскрыли пласты БТ6 (на глубинах от 3269 до 3368 м) и БТ7 (на глубинах от 3320 до 3395 м). Разрез изучен бурением от четвертичных до среднеюрских отложений (максимальная глубина в скв. 813-4230 м).
24
Нефть и газ
№ 1, 2012
На Северо-Пуровском месторождении установлены газоконденсатные залежи в отложениях заполярной (пласты БТ6 и БТ7) и мегионской (ачимовские пласты) свит.
Шельфовые пласты БТ6 и БТ7 представлены чёткой цикличностью, но характеризуются значительной макро- и микронеоднородностью.
Пласт БТ6 представляет песчано-алевролитовое тело, которое неравномерно глинизируется к периферии, разделяясь на отдельные пропластки, общая толщина изменяется с востока на запад от 42 м (скв. 800) до 55,31 м (скв. 819) и среднее значение составляет 48 м. В восточной части района (скв. 800, 803, 822, 823) происходит глинизация нижней части пласта БТ6, а на северо-западе в скв. 812 глинизируется середина пласта БТ6, разделяя его на три пропластка коллектора. На севере (скв. 813) отмечается максимальная глинизация пласта БТ6.
Эффективная толщина (Нэф.) пласта БТ6 изменяется неравномерно локальными зонами с северо-запада (скв. 813, 812, 814) на восток (скв. 810, 823, 804) и средняя Нэф. составляет 21 м. Максимальные значения песчанистости (Кпесч.) преобладают на юго-востоке, а минимальные в северной части пласта. Среднее значение Кпесч. — 0,53 (табл.1).
Таблица 1
Закономерности изменения общих, эффективных толщин и песчанистости пласта БТ6
Значение Южная часть пласта, Мах - Мин Ср Северная часть пласта, Мах - Мин Ср Западная часть пласта, Мах - Мин Ср Восточная часть пласта, Мах - Мин Ср
Нобщ. 55.31 - 4.02 47,80 53.79 - 46.41 49.41 55.86 - 51.22 53.23 44.27 - 43.19 43.73
Нэф. 29.6 - 22.00 26.7 33 - 14.00 24.8 35.8 - 19.00 29.1 25.8 - 22.00 15.9
Кпесч. 0.68 - 0.54 0.58 0.71 - 0.28 0.51 0.66 - 0.35 0.45 0.60 - 0.50 0.56
Отложения пласта БТ7 перекрываются перемычкой преимущественно глинистого состава (район скв. 800, 801) и перемычкой с переслаиванием аргиллитов и алевролитов (район скв. 803, 804, 809) с мощностью от 3 до 11м.
В западной и в восточной частях пласта мощности покрышки преобладают, а наиболее низкие значения (около 3 м) отмечены в южной части площади (район скв. 822). На остальной части площади значения покрышки распределены равномерно и изменяются в пределах 7-9 м.
Общая толщина (Ноб) пласта БТ7 изменяется с запада (скв. 825,812, 814) на восток (скв. 823, 804, 810). В среднем Ноб составляет 18,5 м. Эффективная толщина пласта БТ7 изменяется с запада (скв.812) на юго-восток (скв.823), зона минимальных Нэф. распространяется на северо-западе (район скв. 805, 814), зона максимальных Нэф. — на юге и востоке (район скв. 803, 823).
Коэффициент песчанистости (Кпесч) имеет максимальные значения на юге (район скв. 809, 822, 825) и на востоке (район скв. 803,810,823), где пласт БТ7 представлен единым песчаным телом. Среднее значение Кпесч пласта БТ 7 составляет — 0,67 (табл. 2).
Лабораторные исследования кернового материала проводились по 10 скважинам, в результате были выделены литологические типы пород, изучены фильтрационно-емкостные характеристики (ФЕС) и петрофизические зависимости.
№ 1, 2012
Нефть и газ
25
Таблица 2
Закономерности изменения общих, эффективных толщин и песчанистости пласта БТ7
Южная часть Северная часть Западная часть Восточная часть
Значение пласта, пласта, пласта, пласта,
Мах - Мин Мах - Мин Мах - Мин Мах - Мин
Ср Ср Ср Ср
Ноб 20,00 - 16,29 24,00 - 16,88 18,17 - 16,49 20,86 - 20,00
18,77 19,54 17,58 20,40
Нэф 17 - 12,2 20- 2.6 14 - 6,6 17 - 14,8
14,2 11,9 11 15,9
Кпесч 0,85 - 0,72 0,83 - 0,15 0,77 - 0,4 0,85 - 0,71
0,78 0,57 0,63 0,79
Общей закономерностью в строении нижнемеловых отложений заполярной свиты Северо-Пуровского месторождения, обоснованной автором, является содержание в пластах БТ6, БТ7 трех основных литологических типов пород:
• песчаники от серых до светло-серых цеолитизированных, от мелкозернистых до среднемелкозернистых с глинистым цементом, различной степени карбо-натизации (рис. 1);
Рис. 1. Образец песчаника № 9, интервал глубин 3310,2 - 3320,2 м, место отбора образца 6,3 м
• алевролиты серые, от сильно песчанистых до сильно глинистых с тонкой, наклонной, косой, параллельной и волнисто-прерывистой местами линзовидной слоистостью. Слойки представлены глинисто-слюдистыми намывами (рис. 2, А);
• аргиллиты от серых до тёмно-серых, сильно алевритистых, параллельно-волнисто-слоистых с многочисленными тонкими прослоями глинистых алевролитов или прослоев песчаника серого, тонкозернистого, сильно алевритистого, слюдистого (см. рис. 2, Б).
А
Б
Рис. 2. Образцы пород:
А - алевролит и аргиллит, интервал глубин 3370,3 - 3397,3 м, место отбора 9,7м; Б - песчаник с аргиллитом, интервал глубин 3363,4- 3382,5 м, место отбора 11,0 м
Керн в верхней части пласта БТ6 представлен, в основном, первым литологическим типом — песчаником серым (см. рис. 1), который в прослоях пятнистый, мелкозернистый, реже среднезернистый, разной крепости с глинистым цементом, в разной степени цеолитизированный или кальцитизированный [2].
26
№ 1, 2012
Нефть и газ
В песчаных разностях преобладают слоистые и пятнистые. Вид слоистости, в основном, полого-волнистый, горизонтальный и полого-наклоненный, обычно подчеркнут намывами слюды. Отмечаются следы деятельности донных животных (илоеды), взмучивания осадка, остатки двустворчатых моллюсков. Цеолитизация отмечается в песчаниках и алевролитах почти по всему разрезу. Интенсивно цео-литизированные песчаники и алевролиты имеют слабо зеленоватый оттенок и менее крепкие.
Генетическая интерпретация данных гранулометрического анализа основана на фациальной диаграмме Р. Пассега, построенная в координатах C-Md (рис. 3) [3]. В северной части пласта (скв. 822, 823) точки образцов располагаются преимущественно в полях приподнятых частей шельфовых осадков, частично точки попадают в осадки направленных течений. Песчаные осадки переносилась в виде градационной и однородной суспензии. В центральной и южной частях точки образцов песчаников попадают в поле осадков пляжа и шельфа при однородной и градационной суспензии. Все это свидетельствует о формировании отложений в умеренно активной и активной гидродинамической обстановке с влиянием волновых процессов [4].
Керн пласта БТ7 изучен по семи скважинам (скв. 801, 802, 803, 804, 810, 822, 825) на глубинах от 3320 до 3395 м и представлен первым и вторым литологическими типами пород - песчаники, алевролиты с прослоями аргиллитов биотурби-дированных (см. рис. 2, А). Песчаники серые, слоистые, реже однородные. Наиболее широко развиты полого, косоволнистые, горизонтальные слоистости за счет намывов углисто-глинистого материала и слюды, иногда отмечаются включения глинистого состава в виде ориентированных уплощенных обломков линзовидной и неправильной формы (следы взмучивания осадка). Отмечаются следы деятельности донных животных, редко остатки моллюсков, следы оползания и смятия осадка (см. рис. 2, Б). Анализ данных гранулометрического анализа в пласте БТ7 на основе фациальной диаграммы Р. Пассега (рис. 4) показывает, что песчано-алевролитовый материал по всему пласту переносился в градационной суспензии (северная часть и частично южная часть пласта) и только небольшая часть из них в виде однородных однонаправленных течений (район скв. 801 и 822). По динамике осадконакопления — это поля осадков мелководного шельфа, с влиянием волновых процессов.
Рис. 3, 4. Расположение фигуративных точек песчаных пород пласта БТ6 и БТ7 Северо-Пуровского месторождения (скв. 825, 801, 823, 822) на генетической диаграмме Р. Пассега
№ 1, 2012
Нефть и газ
27
Пласты БТ6 и БТ7 формировались в прибрежно-морской обстановке (фации мелководного шельфа), причем пласт БТ6 имел более активную динамику среды с наибольшим влиянием волновых процессов.
Емкостные характеристики пластов БТ6 и БТ7 приведены в табл. 3, где через Кп обозначен коэффициент пористости, Кпр — проницаемости, Квс — коэффициент водоудерживающей способности, R2 — коэффициент детерминации статической зависимости Кпр(Кп) по данным керна, р — плотность пород. По Кп пласты БТ6 и БТ7 почти не отличаются, в пласте БТ7 она несколько выше.
Таблица 3
Фильтрационно-емкостные параметры пластов БТ6 и БТ7
Пласт Кпор, % Мах - Мин Ср Кпр, мД Мах - Мин Ср Квс, % Мах - Мин Ср R2(Кпр от Кп) Мах - Мин Ср Р (гр/см3) Мах - Мин Ср Kra, доли ед. Мах - Мин Ср
БТ6 70,43-0,01 14,68 70,43-0,01 4,68 89,1-57,2 19,6 0,82-0,74 0,59 2,65-2,25 2,33 0,42-0,71 0,62
бт7 15,1-12,9 12,2 114,67-0,01 14,87 62,9-17,3 42,8 0,94-0,53 0,61 2,61-2,24 2,31 0,37-0,66 0,58
Проницаемость в пластах низкая, но в пласте БТ7 значения выше. Максимальные значения Кпр в скв. 825, 803, 801. Плотность в пластах высокая (> 2,2 г/см3), изменяется незначительно (от сотых до десятых), только отдельные, сильнокарбонатные пропластки имеют максимальные значения (2,61-2,65 г/см3). Водоудерживающая способность в пластах варьирует в пределах 40%, иногда снижается до 30%, преобладает в пласте БТ7. Регрессионные зависимости Кпр =Кпр(Кп) почти одинаково тесные. Коэффициент продуктивности по пластам в среднем имеет значение 0,18-0,22 тыс. м3/сут МПа.
Кроме вышеизложенных исследований автором выполнены исследования минералогического состава пластов БТ6 и БТ7. Эти данные приведены в табл. 4, где через СПФ обозначен коэффициент суммы песчаной фракции, Md — медианный размер зерен, С — среднее квадратичное отклонение, So — отсортированное^ зерен в породе, As — коэффициент асимметрии. По СПФ, окатанности и размеру обломков, пласты БТ6 и БТ7 различаются на доли единиц (см. табл. 4). Окатанность в пластах представлена полуугловатыми и полуокатанными обломками, преобладающий размер фракции по обоим пластам около 0,19 (среднезернистая фракция). Примесь алевритовой фракции отмечается в разных количествах и составляет в мелкозернистых разностях до 45%, в среднемелкозернистых до 15-20%.
Таблица 4
Литологические параметры пластов БТ6 и БТ7
Пласт СПФ,% Мах - Мин Ср Окатанность, размер обломков, мм Преобладающий размер фракции, мм Md, Мах -Мин Ср C, Мах -Мин Ср So, Мах -Мин Ср As, Мах -Мин Ср
БТ6 94,06 - 7,37 53,67 Полуокат. (0,01 - 0,55) 0,10 -0,16(м/з) 0,14-0,18(с/з) 0,19- 0,05 0,19 0,55- 0,11 0,55 4,00- 1,19 1,95 3,24- 0,03 0,78
бт7 91,05 - 3,14 57,96 Полуокат. (0,01 - 0,55) 0,12 -0,18(м/з) 0,18-0,25(с/з) 0,55- 0,05 0,15 0,79- 0,14 0,35 2,75- 1,20 1,88 1,64- 0,07 0,93
Количество мелкозернистой песчаной примеси колеблется около 50%, Md и С имеют большие значения в пласте БТ7, а S0 и As — выше в пласте БТ6. Хорошая
28
№ 1, 2012
Нефть и газ
сортировка, плотная упаковка зерен, положительная асимметрия (признак волновых процессов), наличие разнонаправленной косой слоистости говорит о формировании морских песков в этих пластах.
По составу породообразующих минералов песчаники и алевролиты пластов БТ6 и БТ7 аналогичны и относятся к аркозам. Кварц имеет разное процентное соотношение в породе и обычно прозрачный, с редкими пылеватыми включениями. Полевой шпат (КПШ) представлен измененными, пелитизированными, серицити-зированными, иногда цеолитизированными чистыми зернами.
Процентное соотношение кварца и полевого шпата по площади разное, но чаще они находятся в равных соотношениях. Кварц имеет преобладание по количеству в пласте БТ6, а полевой шпат — БТ7. В пластах БТ6 и БТ7 выявляется четкая закономерность, а именно в пласте БТ6 происходит уменьшение размера зерен, при этом уменьшается процентное содержание КПШ и увеличивается в количестве кварц, все это связано с переходом вниз по разрезу от песчаников к алевролитам. Пласт БТ7 имеет обратную закономерность в укрупнении обломочного материала от подошвы к кровле пласта (табл. 5).
Минералогические параметры пластов
Таблица 5
Пласт Кварц, % КПШ,% Обломки пород, % Слюда, % Цемент, %
БТ6 60,5-31,6 44,6 55,3-28,9 38,6 17,9-4,3 8,9 5,8-0,1 2,6 12,11-4,69 7,04
бт7 53,0-45,.6 35,3 54,4-35,2 34,2 15,6-3,5 8,1 11,4-0,6 3,5 13,54-5,3 6,93
Пласты имеют четкую закономерность в образовании морских песчаных тел. В подошвенной части пласта БТ7 со значительным содержанием среднеобломочного КШП и в кровельной части пласта БТ6 с наибольшим значением кварца, откуда следует, что наибольший перенос от источника сноса происходил в вышележащем пласте — БТ6.
Количество обломков пород в пласте БТ6 преобладает по сравнению с нижележащим пластом, по составу обломочной части в обоих пластах преобладают эффу-зивы (основного и кислого составов), осадочные и кремнистые.
Слюда содержится в обоих изучаемых пластах, с преобладанием в пласте БТ6. Она представлена, в основном, биотитом и мусковитом. Биотит имеет следы вторичных изменений (хлоритизация, гидратизация, иногда карбонатизация).
Цемент преобладает в пласте БТ6, по типу конформно-пленочно-поровый, кон-формно-порово-пленочный, иногда в сочетании с регенерационным кварцевым и преобладает в пласте БТ6. Состав цемента глинистый и с разным содержанием цеолита и карбоната.
Наличие в пласте БТ6 большего количества эффузивных обломков говорит о большей дальности переноса осадков относительно пласта БТ7. Обилие хлорита и биотита говорит о появлении окислительного процесса в нормальной соленой мелководно-морской обстановке.
Пласт БТ6 испытан в 14 объектах, из которых лишь в одном получен приток газа и конденсата (скв. 801), в пяти (скв. 802, 817, 819, 822, 825) — смесь газа, конденсата и воды, в остальных получены притоки воды (в трёх с плёнкой нефти).
Все испытания проведены в кровельной части пласта БТ6. Коэффициент продуктивности в среднем составляет 1,8-2,0 тыс. м3/сут/МПа. Как емкостные характеристики пласта низкие — средневзвешенная по объёму Кп составляет 13% как
№ 1, 2012
Нефть и газ
29
сказано выше, газонасыщенность (Кгн) в среднем 0,62 доли ед. (см. табл. 3).
В пределах газоконденсатной залежи пласта БТ7 проведены испытания в трёх скважинах (скв. 817, 819, 825), где получены промышленные притоки углеводородов совместно с пластовой водой.
Испытания также были проведены в кровельной части пласта БТ7, которая изолирована от водонасыщенного интервала непроницаемым пропластком толщиной более 1 м. Емкостные характеристики пласта низкие, средневзвешенная по объёму Кп составляет 12,2%, Кгн в среднем 0,58 доли ед.
Выводы
• Общей закономерностью в литологическом строении пластов БТ6, БТ7 является преобладание в них первого и второго литотипа, с содержанием в песчано-алевролитовых породах минералов кварца и полевых шпатов в равных соотношениях (от 40 до 50%, отклонения в пределах 5-10%), обломков пород 5-15% с преобладанием эффузивов (основного и кислого состава), слюды от единичных чешуек до 10-12%. Цемент в пластах конформно-пленочно-поровый, конформно-порово-пленочный, иногда в сочетании с регенерационным кварцевым.
• По данным анализа генетической диаграммы Пассега продуктивные пласты относятся к фациям приподнятых частей шельфа с влиянием умеренно активной и активной динамики среды с влиянием волновых процессов, это подтверждается биотурбидированными аргиллитами, наличием в песчаниках фауны морского происхождения — илоедов, редких остатков моллюсков, наличия в межпоровом пространстве цеолитов.
• Эффективная толщина в среднем для пласта БТ6 — 27 м, для пласта БТ7 — 11 м, но пласты характеризуются низкими емкостными характеристиками (Кп и 13,5%).
• Фильтрационные параметры пластов изменяются в пределах от 12 до 114,67 • 10-3 мкм2, средняя проницаемость — 55 • 10-3 мкм2.
• В обоих пластах плотность пород изменяется от 2,31 до 2,65 г/см3, среднее значение — 2,38 г/см3.
• Водоудерживающая способность коллекторов пластов БТ6 и БТ7 изменяется от 20 до 60%, в среднем 40%.
• Продуктивность залежей пластов БТ6 и БТ7 наличие в породах повышенного водосодержания и трещиноватости обусловили совместный приток продукта с водой, что необходимо учесть при разработке залежей углеводородов.
Список литературы
1. Недоливко Н. М., Ежова А. В. Петрографические исследования терригенных и карбонитных пород-коллекторов. - Т.: Изд-во ТПУ, 2011. - 172 с.
2. Алексеев В. П. Литология: Учебное пособие. - Екатеринбург: Изд-во УГГА, 2001. - 249 с.
3. Рожков Г. Ф. Дифференциация обломочного материала и гранулометрическая диаграмма б-ф по косвенному счету частиц. - М.: Наука, 1978. - 97 с.
4. Ботвинкина Л. Н., Алексеев В. П. Цикличность осадочных толщ и методика ее изучения. - Екатеринбург: Изд-во УГГА, 1991. - 336 с.
Сведения об авторе
Гладышев Антон Анатольевич, аспирант кафедры геологии нефти и газа Тюменского государственного нефтегазового университета, тел: (3452)44-43-58
Gladyshev А. А., post graduate student, Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452)44-43-58
30
Нефть и газ
№ 1, 2012
