Критерии нефтеносности отложений баженовской свиты Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 550.9:553.98

КРИТЕРИИ НЕФТЕНОСНОСТИ ОТЛОЖЕНИЙ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ

© 2018 г.| М.Б. Скворцов, В.Д. Немова, И.В. Панченко, А.М. Кирсанов

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», Москва, Россия; [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]

CRITERIA OF OIL BEARING CAPACITY OF THE BAZHENOV FORMATIONS

© 2018 | M.B. Skvortsov, V.D. Nemova, I.V. Panchenko, A.M. Kirsanov

FGBU "All-Russian Research Geological Oil Institute", Moscow, Russia; [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]

Поступила 08.09.2017 г. Принята к печати 11.12.2017 г.

Ключевые слова: баженовская свита; критерии нефтеносности; катагенез; флюидоупоры; пластовое давление; пластовая температура; групповой состав битумоидов.

В статье обсуждаются критерии нефтеносности баженовской свиты. В последние годы собран и обобщен огромный объем промысловых и керновых данных по баженовской свите, что позволило проанализировать связь мощностей изолирующих покрышек, а также термобарических условий в толще с ее нефтеносностью. Анализ мощностей изолирующих покрышек не позволяет прогнозировать нефтеносность баженовской свиты, тогда как высокие современные пластовые температуры и давление являются надежным индикатором нефтеносности данной толщи. Показано, что групповой состав битумоидов различается в сухих и продуктивных скважинах. Поэтому данный показатель может быть включен в перечень критериев нефтеносности баженовской свиты. На основании этих критериев выделены перспективные для опробования области в Ямало-Ненецком АО.

Received 08.09.2017 Accepted for publiœtion 11.12.2017

Key words: the Bazhenov formation; criteria of oil bearing capacity; catagenesis; impermeable beds; formation pressure; formation temperature; bitumoid group analysis.

The paper discusses the criteria of oil bearing capacity of the Bazhenov formations. In recent years, a vast amount of production and core data was collected for the Bazhenov formation, which allowed analysing relationships of impermeable seal thickness and pressure and temperature conditions of the formation with its oil bearing capacity. Analysis of impermeable seal thicknesses does not make it possible to predict the Bazhenov oil bearing capacity, while the high present-day formation temperature and pressure are the reliable indicator of oil bearing capacity of this sequence. It is shown that bitumoid group analysis differs in dry and productive wells. Therefore, this indicator can be counted in the list of oil bearing capacity criteria for the Bazhenov formation. On the basis of these criteria, the areas prospective for testing are identified in the Yamalo-Nenets Autonomous Okrug.

Формирование залежей нефти в глинисто-кремнистой толще — явление неклассическое с точки зрения традиционных представлений. Возможность формирования залежей нефти в баженовской свите впервые высказал Ф.Г. Гурари (1961), предложивший «опробовать открытым забоем всю толщу марьянов-ских аргиллитов, в которой возможно наличие трещиноватых зон, аккумулирующих нефть и газ», что было подтверждено бурением.

В дальнейшем критерии нефтеносности ба-женовской свиты анализировали многие отечественные исследователи. Они подчеркивали весьма сложное строение ловушек в баженовской свите и проблематичность выявления зон, перспективных для поиска залежей в отложениях баженовской свиты, поскольку они не подчиняются структурному фактору, а, следовательно, традиционные методы поисков и разведки для них малоэффективны.

На основании публикаций по данной проблеме можно сформулировать следующие критерии прогноза нефтеносности баженовской свиты:

1) значительная (не менее 15 м) толщина баженовской свиты (Ф.Г. Гурари);

2) высокая концентрация ОВ в породах (более 5 %) (Ф.Г. Гурари, А.Э. Конторович, В.И. Москвин, И.И. Нестеров, Г.Р. Новиков, Ф.К. Салманов, А.В. Тян и др.);

3) наличие над и под баженовской свитой достаточно мощных пачек глинистых пород, изолирующих нефтепроизводящие породы и «бажениты» от песчаных резервуаров УВ (Ф.Г. Гурари, А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, И.Н. Ушатинский, М.Д. Хуторский);

4) катагенез ОВ в породах баженовской свиты, отвечающий главной зоне нефтеобразования (конец стадий МК1 , МК? , МК2) (А.Э. Конторович, Е.А. Косты-рева и др.);

5) развитие микрослоистости, приводящей в ходе преобразования ОВ из твердого состояния в жидкое

ГЕПЛОГИЯА 109

НЕСЕТИ И ГАЗА ЧУ и J

Зависимость толщин флюидоупоров от притоков нефти в баженовской свите

Impermeable bed thickness as a function of oil inflows in the Bazhenov Fm

к листоватости, автофлюидоразрыву слоев и формированию «баженитов» (Ф.Г. Гурари, И.Ф. Гурари, А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, М.Ф. Свищев и др.);

6) высокие современные температуры пород в зонах развития нефтеносности «баженитов» (В.А. Ка-заненков, А.Э. Конторович и др.).

Уточним некоторые критерии нефтеносности баженовской свиты и предложим новый. Для этого рассмотрим наличие и мощность изолирующих покрышек, термобарические условия в целевом пласте и групповой состав битумоидов.

По расчетам М.Ю. Зубкова [1], критическую мощность флюидоупора можно принять равной 5-6 м. Для уточнения взаимосвязей толщин глинистых перемычек — флюидоупоров — и степени изоляции паравтохтонных УВ от выше- и нижезалегающих пластов-коллекторов проанализированы промысловые данные более чем по 5000 скважин. Эти данные сопоставлялись с каротажными кривыми для определения стратиграфической приуроченности к целевым отложениям. Далее выбирались промысловые данные, полученные в интервале баженовской свиты, обладающие достоверной информацией, включающей интервал опробования, характер испытаний, дебит, термобарические условия пласта и др.

На рис. 1 представлен график связи толщин верхнего и нижнего флюидоупоров и наличия притока нефти в баженовской свите, отражающий отсутствие связи дебита нефти с толщинами верхних и нижних изолирующих подстилающих и перекрывающих ба-женовскую свиту глин.

Проведенный анализ показал отсутствие зависимости продуктивности баженовской свиты от толщины покрышек. По всей видимости, миграция нефти в выше- и нижезалегающих пластах во многом определялась палеотектоническими процессами, которые невозможно учесть при региональном анализе. Вероятно, существуют локальные зоны активной эмиграции нефти из баженовской свиты по разломам через перекрывающие или подстилающие баженовскую свиту глинистые толщи (абалакская, георгиевская свиты, подачимовские глины). При такой разгрузке в пределах этих зон происходит снижение давлений. Эти процессы, по всей видимости, протекали многократно, по мере того как в результате генерации и первичной миграции УВ в поровом пространстве баженовской свиты вновь формировалось аномально высокое пластовое давление (АВПД). Оно росло до тех пор, пока в очередной раз не происходил прорыв экранирующих глинистых толщ. При этом формирование локальных участков с АВПД, возникновение локальных зон разгрузки свидетельствуют о низкой латеральной гидро- и пьезопроводности пород баже-новской свиты.

Анализ термобарических условий целесообразно рассматривать в качестве критерия для выявления и картирования перспективных продуктивных зон баженовской свиты и ее аналогов на территории Западной Сибири. При этом необходимо учитывать, что аномальные давления являются следствием, а не причиной естественной продуктивности баженов-ской свиты. Такой прогноз без бурения скважин почти гарантированно локализует участки с естественной продуктивностью свиты. Значение пластовой температуры баженовской свиты в качестве критерия региональных перспектив нефтеносности баженовской свиты рассматривается практически всеми исследователями (Гурари Ф.Г., 1974, Филина С.И., 1984; Зубков М.Ю., 1999) при пороговом значении параметра 90-100 °С.

По результатам бурения и гидродинамических исследований установлено, что для продуктивных зон характерны аномально высокие температуры и давления. Однако для решения поисковой задачи необходимо обосновать граничные значения термобарических параметров, которые позволят районировать территорию исследований по степени перспективности баженовской свиты.

Промысловые данные использовались для определения граничных значений термобарических параметров, по которым можно оконтурить перспективные зоны баженовской свиты с помощью карт пластовых давлений и температур.

Анализ термобарических параметров проведен отдельно для участков с различным строением баженовской свиты и степенью катагенетической

OIL AND GAS 110 GEOLOGY

Рис. 2. Fig. 2.

Типизация скважин по дебитам и распределение термобарических условий на карте катагенеза ОВ (по Конторовичу А.Э. и др., 2013)

Wells typification by frowrates and distribution of T-P conditions on the OM catagenesis map (according to Kontorovitch A.E. et al., 2013)

Р„„, атм

500-1

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

4 л4

f„„, °C

60 70 80 90 100 110 120 130

Р„„, атм

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

A A

60 70 80 90 100 110 120 130

f„„, °C

▲

A

A a4 A

60 70 80 90 100 110 120 130

f„„, °C

Р„„, атм

500

450 А

400

k 350 А

300

250 А

200

150 А /

100

50

0 -1-1-1-1-1-1-

70 80 90 100 110 120 130

f„„, °C

P„ „, атм 500450400350300250200150100500

1 о | * о 2 3 О 4 А 5 А 6 А

Районы с приблизительно одинаковыми свойствами баженовской свиты (1-4): 1 — Красноленинский, 2 — Салымский, 3 — северной части Ханты-Мансийского АО, 4 — распространения баженовской свиты в Ямало-Ненецком АО; скважины (5-7): 5 — сухие,

6 — с дебитами до 15 м3/сут, 7 — с дебитами > 15 м3/сут

Areas with approximately the same properties of the Bazhenov Fm (1-4): 1 — Krasnoleninsky, 2 — Salymsky, 3 — northern part of Khanty-Mansi AO, 4 — the Bazhenov Fm occurrence in Yamalo-Nenets AO; wells (5-7): 5 — dry, 6 — with flowrate up to 15 m3/day;

7 — with flowrate > 15 m3/day

7

зрелости ОВ. Сделан вывод о необходимости учета катагенетической зональности ОВ при определении граничных термобарических условий. Для качественного прогноза необходимо оконтурить зоны, в пределах которых геологическое строение и степень катагенеза ОВ баженовской свиты будут примерно однотипны. Это позволит провести индивидуальный прогноз продуктивности баженовской свиты в пределах выделенных областей и повысит достоверность результата. Для конкретной территории исследований перспективные зоны будут отвечать определенным термобарическим условиям — пластовому давлению и пластовой температуре, которые для других областей будут отличаться.

При анализе кондиционных результатов было выделено четыре района, в пределах которых свойства баженовской свиты приблизительно одинаковые, что дает возможность проводить сравнение и типизацию скважин по термобарическим условиям внутри каждого района индивидуально (рис. 2).

Красноленинский район включает одноименный свод и его обрамление, степень катагенеза ОВ баженовской свиты в районе МК1 и МК^ Баженовская

свита подстилается абалакской, при этом отложения доюрского фундамента залегают вблизи целевых отложений за счет размывов и редуцированной мощности тюменской свиты.

Салымский район в структурном плане отличается большей погруженностью и толщиной отложений баженовской свиты, более высокой степенью катагенеза ОВ, подстилается абалакской свитой.

Район северной части Ханты-Мансийского АО включает Сургутский свод и его обрамление, а также группу валов северной части Фроловской мега-впадины. Баженовская свита имеет меньшую толщину, при этом развиты аномальные разрезы баженов-ской свиты резко увеличенной мощности. Степень катагенеза ОВ здесь ниже, чем в Салымском районе. Отложения подстилаются в основном георгиевской и васюганской свитами.

В Ямало-Ненецком АО отложения баженовской свиты (исключая самые северные территории, где нет данных) в структурном плане наиболее погружены, а ее толщина в основном больше, чем в Ханты-Мансийском АО. Степень катагенеза ОВ обычно выше и достигает стадии МК3. На западе она подстилается

ГЕОЛОГИЯ A ill

НЕСЕТИ И ГАЗА U 111

№ 1, 201Ô

отложениями абалакской свиты, на востоке — георгиевской и васюганской.

Приведем краткий анализ термобарических условий баженовской свиты по каждому району с обоснованием граничных значений, на основании которых можно выделить потенциально продуктивные и бесперспективные зоны на итоговых картах пластовых давлений и температур.

Для района Красноленинского свода характерен широкий разброс пластовых температур и давлений. При этом минимальное пластовое давление для продуктивных скважин составляет около 160 атм, достигая 338 атм. Для скважин с дебитами до 15 м3/ сут температура варьирует в пределах 100 °С, однако это значение может быть обусловлено недостатком достоверных данных. Пластовое давление в сухих скважинах не превышает 120 атм, в то время как пластовая температура может достигать 120 °С. Таким образом, для района Красноленинского свода признаком выявления зон с промышленной продуктивностью может служить значение пластового давления более 150 атм (125 атм) вне зависимости от пластовой температуры.

В районе месторождений Салымского блока в продуктивных скважинах наблюдаются пластовые давления выше 288 атм. При этом в сухих скважинах значение пластового давления 287 атм — максимальное из наблюденных. Пластовая температура для сухих и продуктивных скважин варьирует приблизительно в одном диапазоне — 83-116 °С, однако в наиболее высокодебитных скважинах фиксируются повышенные температуры по сравнению с сухими и низкопродуктивными скважинами: в скважинах с дебитами более 15 м3/сут пластовая температура превышает 110 °С. Таким образом, в районе месторождений Салымского блока определяющим признаком выявления зон промышленной продуктивности является пластовое давление выше 287 атм. Пластовая температура выше 110 °С может быть критерием поиска высокодебитных зон. При этом влияние пластового давления на показатель дебита или продуктивности скважины очевидно, а для выявления зависимости продуктивности скважин от пластовой температуры необходим тщательный анализ.

Для района северной части Ханты-Мансийского АО пластовые температуры в целом более низкие по сравнению с остальными рассмотренными территориями и изменяются в пределах 75-90 °С, причем в большинстве продуктивных скважин фиксируются вариации пластовой температуры в очень узком диапазоне — 87-93 °С. Однако диапазон пластовых температур может быть шире, поскольку достоверные данные об испытаниях скважин в интервале баженовской свиты немногочисленны. Пластовые давления для продуктивных скважин изменяются от 258

до 430 атм. Для сухих скважин пластовое давление составляет менее 155 атм. Следовательно, для данного района значение пластового давления 250 атм (150 атм) может являться граничным для выявления зон промышленной продуктивности баженовской свиты.

Для большей части Ямало-Ненецкого АО качественные данные по испытаниям скважин в интервале баженовской свиты весьма скудны. Тем не менее установлено, что разброс пластовых температур для скважин, вне зависимости от показателя дебита, лежит в интервале 85-115 °С. При этом зависимости между температурой и дебитом или продуктивностью не наблюдается. Пластовые давления также варьируют в широком диапазоне (127-436 атм), однако отмечается изменение дебита скважин при росте пластового давления. Так, в сухих скважинах пластовое давление не превышает 212 атм. В продуктивных скважинах фиксируются пластовые давления от 306 атм. То есть различие пластовых давлений в сухих и продуктивных скважинах очень велико. Следовательно, для данного района значение пластового давления 306 атм (212 атм) может являться граничным для выявления зон промышленной продуктивности баженовской свиты.

В каждом рассмотренном районе отмечается закономерность изменений дебитов нефти в интервале баженовской свиты в зависимости от пластового давления, что полностью соответствует основному закону фильтрации флюидов в пласте — формуле Дю-пюи (интегральная форма закона Дарси). Различия граничных значений пластовых давлений рассмотренных районов могут быть обусловлены многими причинами, а скорее их совокупностью. Например, изменяющейся проницаемостью пород баженовской свиты или структурным планом, так как депрессия (АР) зависит также от забойного давления, которое, очевидно, будет выше в пониженных участках (на большей глубине) баженовской свиты, поэтому для достижения достаточной депрессии необходимо более высокое пластовое давление.

Так, для Салымского и Сургутского районов, где баженовская свита находится в наиболее погруженной области (для Ханты-Мансийского АО), характерны наиболее высокие пластовые давления. При этом существенное погружение баженовской свиты на территории Ямало-Ненецкого АО также отражается на карте пластовых давлений — в целом они значительно выше, чем в Ханты-Мансийском АО. В Ямало-Ненецком АО отчетливо выделяются две области аномальных пластовых давлений в баженовской свите — на севере и в восточной части. Эти области могут быть перспективными объектами как на нефть, так и на газ (рис. 3).

OIL AND GAS Л 112 GEOLOGY U

Литологический состав баженовской свиты, а точнее, ее наиболее плотных прослоев очень изменчив за счет разнообразия вторичных процессов в толще, благодаря чему проницаемость (к) сильно варьирует даже в пределах одного месторождения или залежи. Поэтому в зонах с низкой проницаемостью промышленные дебиты могут быть достигнуты за счет повышения депрессии, т. е. повышения пластового давления или понижения забойного.

В рассмотренных районах (за исключением Са-лымского блока) не наблюдается явной зависимости дебита от пластовой температуры. Наиболее высокие пластовые температуры (более 110 °С) в баженовской свите фиксируются в районе Салымского и Красноле-нинского месторождений. Аналогичные области есть и в северо-западной и восточной областях Ямало-Ненецкого АО (см. рис. 3).

Связь промышленной продуктивности с пластовой температурой в Салымском районе может объясняться высокой степенью катагенетической зрелости ОВ, обусловившей формирование в кероге-не значительного объема дополнительной органической емкости, заполненной нефтью, за счет перехода твердого ОВ в жидкие УВ. Кроме того, с повышением пластовой температуры уменьшается вязкость (р) нефти, за счет чего увеличивается коэффициент гидропроводности (кк/р) и, следовательно, дебит скважины.

Установленные различные граничные значения термобарических параметров для разных районов развития баженовской свиты показали целесообразность и важность проведенного районирования. Это доказывает необходимость картирования баженовской свиты на основании предлагаемых методик отдельно для каждой конкретной изучаемой территории.

Необходимо также рассмотреть состав битумои-дов в качестве дополнительного поискового критерия продуктивности баженовской свиты [2, 3, 4]. Лабораторные исследования керна скважин, в которых проведены кондиционные опробования, показали, что битумоиды в скважинах, вскрывших нефтяные залежи баженовской свиты , значительно богаче УВ (78-85 %) и среди них преобладают насыщенные УВ, по сравнению с битумоидами сухих скважин. Таким образом, поровое пространство пород баженовской свиты в районе продуктивных скважин заполнено сравнительно легкой малосмолистой нефтью. В скважинах, где «сухо» или получены лишь незначительные притоки, битумоиды значительно беднее УВ, при этом отмечается повышенное содержание смол и асфальтенов (рис. 4). Это свидетельствует о том, что данные скважины вскрыли остаточные залежи, из которых большая часть нефти эмигрировала в подстилающие или перекрывающие резервуары.

Рис. 3. Карта пластовых давлений баженовской свиты

в Ямало-Ненецком АО Fig. 3. Map of formation pressure in the Bazhenov formation, Yamal-Nenets AO

Вероятные зоны (1, 2): 1 — бесперспективные, 2 — скопления газа в баженовской свите; 3 — скважины, обеспеченные кондиционными данными испытаний в интервале баженовской свиты

Zones of possible (1, 2): 1 — lack of oil production potential of the Bazhenov Fm, 2 — gas accumulations in the Bazhenov Fm; 3 — wells with available standard data on testing in the Bazhenov Fm interval

При исследовании битумоидов пород различных фракций (рис. 5) установлено, что в образцах регулярной формы (ОРФ — цилиндры) и образцах грубого дробления (ОГД) (до 0,25 мм) преобладают УВ. В то же время в тех же образцах при мелком дроблении (ОМД < 0,25 мм) битумоиды на 80 % состоят из смол и асфальтенов и представляют собой остаточные битумоиды. Сделан вывод, что при работе с образцами ОРД и ОГД исследуются открытые поры, а при ОМД — в основном закрытые.

Объем битумоидов группы ОМД не превышает 15 % объема всех экстрактов. Значит, емкость закры-

ГЕПЛОГИЯА 113

НЕСЕТИ И ГАЗА U 1 1

Рис. 4. Тригонограмма группового состава битумоидов

баженовской свиты продуктивных, малодебитных и сухих скважин Fig. 4. Triangular diagram of bitumoid group analysis for the

Bazhenov formation in productive, marginal, and dry wells

Рис. 5. Fig. 5.

Тригонограмма группового состава битумоидов открытых и закрытых пор из пород баженовской свиты Triangular diagram of group analysis for open pore bitumoids and close pore bitumoids from the Bazhenov Fm rocks

тых пор не превышает 1 %. Как было показано, при исследовании образцов ОМД изучаются именно закрытые поры. Их размер и состав насыщающих их битумоидов (смолы, асфальтены) доказывают, что они не играют роли в общем объеме ресурсов и запасов, поэтому ими можно пренебречь. Исходя из этого, можно сделать вывод, что в баженовской свите в перспективных областях можно ожидать добычу легких малосмолистых, а в малоперспективных — тяжелых смолистых «остаточных» нефтей. Этот вывод подтверждается результатами анализов многочисленных проб баженовской нефти.

В заключение отметим, что «наличие над и под баженовской свитой достаточно мощных пачек гли-

Литература / References

нистых пород, изолирующих нефтепроизводящие породы и бажениты от песчаных резервуаров УВ», не является в полной мере критерием прогнозирования ее перспективных зон из-за отсутствия явной связи толщин флюидоупоров и продуктивности. В то же время критерий «высокие современные температуры пород в зонах развития нефтеносности ба-женитов» только в комплексе с пластовым давлением позволяет прогнозировать перспективные зоны. В перечень критериев потенциальной продуктивности баженовской свиты предлагается включить групповой состав битумоидов, экстрагированных из керна.

1. Зубков М.Ю., Скрылев С.А., Бондаренко П.М., Бачин С.И., Кос И.М., Медведев Н.Я., Чуйко А.И. Методы оценки перспектив нефтега-зоносности баженовской и абалакской свит Западной Сибири // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: вторая научно-практическая конференция. - Ханты-Мансийск, 1999. - С. 206-222.

Zubkov M.Yu., Skrylev S.A., Bondarenko P.M., Bachin S.I., Kos I.M., Medvedev N.Ya., Chuyko A.I. Methods of assessing the petroleum potential of the West Siberian Bazhenov and Abalak formations. Puti realizatsii neftegazovogo potentsiala KhMAO: vtoraya nauchno-praktich-eskaya konferentsiya. Khanty-Mansiysk; 1999. P. 206-222.

2. Скворцов М.Б., Дахнова М.В., Можегова С.В., Кирсанов А.М., Комков И.К., Пайзанская И.Л. Роль геохимических методов в прогнозе нефтеносности и оценке ресурсного потенциала черносланцевых толщ (на примере баженовской свиты) // Геология и геофизика. -2017. - T. 58. - № 3. - С. 495-503.

Skvortsov M.B., Dakhnova M.V., Mozhegova S.V., Kirsanov A.M., Komkov I.K., Payzanskaya I.L. Role of geochemical methods in prediction of oil-bearing capacity and assessment of potential resources in black-shale sequences (by the example of the Bazhenov Formation). Geologiya i geofizika. 2017;58(3):495-503.

3. Панченко И.В., Немова В.Д., Смирнова М.Е., Ильина М.В., Барабошкин Е.Ю., Ильин В.С. Стратификация и детальная корреляция баженовского горизонта в центральной части Западной Сибири по данным литолого-палеонтологического изучения и ГИС // Геология нефти и газа. - 2016. - № 6. - С. 22-34.

Panchenko I.V., Nemova V.D., SmirnovaM.E., Il'inaM.V., Baraboshkin E.Yu., Il'in VS. Stratification and detailed correlation of the Bazhenov horizon in the central part of Western Siberia according to litho-paleontological studies and well logging data. Geologiya nefti i gaza. 2016;(6):22-34.

4. Немова В.Д., АсташкинД.А., Гаврилов С.С. Методические наработки в области комплексных литолого-петрофизических исследований керна отложений баженовской свиты // Геология нефти и газа. - 2013. - № 2. - С. 38-46.

Nemova V.D., Astashkin D.A., Gavrilov S.S. Integrated litho-petrophysical studies of core from the Bazhenov Formation: methodological exploratory works. Geologiya nefti i gaza. 2013;(2):38-46.

OIL AND GAS 114 GEOLOGY