CC BY
84
УДК552.5:550.832:553.982(571/16)
ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ И ЭЛЕКТРОМЕТРИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НИЖНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ГУРАРИНСКО-СОБОЛИНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Т.Г. Перевертайло
Томский политехнический университет E-mail: [email protected]
Основываясь на данных промыслово-геофизических исследований, детального изучения кернового материала и литолого-пе-трографического анализа приводится описание литологического состава пород нижнемеловых отложений, дается электрометрическая характеристика песчаных пластов, указываются закономерности их распространения по площади, а также изменение мощностей.
В административном отношении исследуемый район расположен в Каргасокском районе Томской области. В тектоническом плане Гураринский и Соболиный участки приурочены к структурам третьего порядка, соответственно к Среднесоболи-ному и Соболиному локальным поднятиям, осложняющим сводовую часть Соболиного вала, расположенного в прогибе между Парабельским и Пу-динским мегавалами - в южной части Усть-Тым-ской впадины. Соболиная структура выявлена и частично детализирована сейсморазведочными работами МОВ с/п 12/66-67г.
Для расчленения и корреляции изучаемых отложений использовался комплекс промыслово-геофизических исследований (стандартный, ин-
дукционный, радиоактивный, акустический каротаж, кавернометрия и микрозондирование). С целью изучения литологического состава пород был проведен анализ полевого описания керна; по скважинам 181 и 213 Соболиного участка (далее в тексте скв. С-181, 213) детально изучен керновый материал с выявлением текстурно-структурных особенностей пород, а по скважинам 13, 181, 182 Гураринского участка (далее в тексте скв. Г-13, 181, 182) и С-181, 213 проведен литолого-петрографи-ческий анализ песчаных пород в шлифах. Результаты исследований отражены на рис. 1 и 2. Условные обозначения приводятся на рис. 3.
Песчаный пласт Б15 был вскрыт бурением в 14 скважинах. Мощность (т) его колеблется от 15
Рис. 1. Литолого-геофизическая характеристика пластов Б15-Б8 скважины Соболиная 181
Рис. 2. Литолого-геофизическая характеристика пластов Б15 ~Б8 скважины Соболиная 213
до 35 м. Судя по характеру изменения конфигурации кривой самопроизвольной поляризации (ПС), а также основываясь на изучении керна, он имеет четко выраженную «регрессивную» направленность и представлен чередованием песчаных и алевритовых пород с увеличением размеров зерен снизу вверх по разрезу. В нижней части преобладают песчаники мелкозернистые светло-серые слоистые,
со следами оползания и биотурбационными текстурами. Слоистость косая волнистая за счет намывов углисто-глинисто-слюдистого материала. Для верхней части пласта Б15 характерна отрицательная аномалия кривой ПС, соответствующая высоким значениям аПс=0,6...0,99. Также на каротажных диаграммах всех скважин здесь выделяются карбонатные прослои. Это подтверждается и керном скв.
Породы
пп:
гп
Глины Алевролиты
Песчаники
Карбонатные породы Песчаники с кальцитовым цементом Текстуры
| горизонтальная
одод
У
м/з
м-ср/з
ср/з
т
внутриформационный конгломерат
единичные окатыши в породе
резкий
контакт
трещины
выполненные
кальцитом
песчаники
мелкозернистые
песчаники
мелко-
среднезернистые песчаники среднезернистые признаки
нефтенасыщенности
Рис. 3. Условные обозначения к рисункам 1, 2
Включения
|Са | Кальцита | П | Пирита
| X | Хлорита
И Углистые линзы
Слоистость
| = | горизонтальная
Следы жизнедеятельности
\~Б~\ морских роющих I о I организмов
Ш пресноводных организмов
Органические остатки
ш
ш
ш
горизонтально-
волнистая
косоволнистая
| о | линзовидная | ф |
остатки растений крупные обугленные остатки отпечатки флоры
растительный детрит остатки раковин
фосфатизированные остатки
С-213 (см. рис. 2), представленным песчаником светло-серым однородным с кальцитовым цементом, с обилием раковинного и включением растительного детрита. Далее следует неравномерное косо- и горизонтальнослоистое переслаивание песчаников, алевролитов и глин с отпечатками крупных раковин. Верхняя граница пласта фиксируется достаточно уверенно, выше породы перекрываются глинистой толщей мощностью 5...7 м.
Пласт Б14 прослеживается на всей изучаемой площади, т его не превышает 2 м, характеризуется низкими значениями аПС=0,3...0,54, что соответствует алевролитам или мелкозернистым алеврити-стым песчаникам. Исключением является скв. Г-181, где согласно описанию керна песчаники представлены мелкозернистой фракцией с намывами углистого детрита. Выше залегают глины серые, темно-серые с включением пирита и обугленной растительной органики. Мощность глинистых пород практически одинакова для всего разреза и составляет 4...7 м.
Пласты Б13 представляют собой толщу (т=14...28 м), в составе которой выделяются 3 песчаных пласта Б13', Б132 и Б133, разделенные глинистыми прослоями. Пласт Б133 (т=6...12 м), имеет регрессивное строение, состав пород меняется снизу вверх от глинистого алевролита до песчаника со значениями аПС=0,5...0,7, которые значительно повышаются в скв. С-181 (аПС=0,9) и С-177 (аПС=0,95). Наиболее полно пласт охарактеризован керном в скв. С-213 и представлен песчаником светло-серым, голубоватым, в начале слоя алеври-тистым, к концу - среднезернистым бурым нефте-насыщенным. Порода крепкосцементированная однородная, редко пологослоистая за счет намывов обугленного растительного детрита. Пласт Б132 отделен от нижележащего прослоем серых однородных глин, участками алевритистых, с редкими включениями пирита и крупных обугленных растительных остатков. Мощность глинистой пачки постепенно увеличивается в субмеридиональном направлении от 1 м (скв. Г-13, Г-181, Г-16) до 4,5 м (район скв. С-171, С-178, С-179). Пласт Б132 представлен керном в скв. Г-13, Г-181 и С-213. В нижней части пласта залегают песчаники среднезер-
нистые (максимальное значение аПС=0,79) преимущественно однородные буровато-серые средне-и слабосцементированных, с признаками углеводородов (УВ), постепенно переходящие выше по разрезу в песчаники серые мелкозернистые креп-косцементированные без признаков УВ. Трансгрессивный цикл осадконакопления отражается и в конфигурации кривой ПС. Вышележащие серые глины с включением обугленной растительной органики с резким контактом перекрывают песчаные породы пласта Б132 (С-213, см. рис. 2).
В глинисто-алевритовых породах отмечаются текстуры оползания и затекания осадка, а также отмечается резкий контакт с вышележащим песчаником. Пласт Б131 имеет очень неоднородное строение, по конфигурации кривой ПС трудно выделить однотипные разрезы. Даже в пределах небольшой площади расположения скважин Г-13, Г-18 и Г-181 на севере Гураринского участка наблюдаются разные электрометрические характеристики, а также резкое изменение толщины пласта от 4 до 10 м. Пласт представлен песчаниками серыми от мелкозернистой алевритистой до мелко-среднезерни-стой фракции (аПС до 0,76), участками косослоис-тыми за счет намывов углисто-глинистого материала, иногда с признаками УВ. На Соболином участке породы карбонатизированы (С-181, С-213). Отмечаются включения внутриформа-ционной глинистой гальки, текстуры оползания и затекания осадка, что свидетельствует о размыве нижележащих отложений. Выше по разрезу породы представлены глинами серыми однородными, редко слоистыми за счет прослоев алевролитов с редкими отпечатками обугленного растительного детрита. По керну скв. С-181 выявлен резкий контакт с песчаником пласта Б122. Мощность глинистой пачки составляет 1...2 м, увеличиваясь до 5,5 м в районе скв. Г-16, Г-19.
Пласты Б12 состоят из двух частей, хорошо выделяются в разрезе, им соответствует глубокая отрицательная аномалия кривой ПС. Пласт Б122 также трудно отнести к определенному типу по направленности изменения каротажной кривой. Толщина пласта изменяется в широких пределах от 6,6 до 17,4 м на Гураринском участке и на Соболином - 7,5...11,2 м. Песчаник с
аПС=0,8...0,99 от светло-серого до бурого нефтенасы-щенного, однородный крепкосцементированный, участками карбонатизированный, с включением крупных растительный остатков. Пласты Б122 и Б12' разделяются 3...5 метровой толщей, состоящей из переслаивания зеленовато-серых глин, алевролитов и серых мелкозернистых алевритистых песчаников. Слоистость горизонтальная, волнистая, линзовидная. Встречаются текстуры оползания и затекания осадка, включения окатанной гальки (внутриформационный размыв). Породы с обилием раковинного детрита и обугленной растительной органики. Мощность пласта Бц1 уменьшается от 5...8 м на Гураринском участке до 3...4 м на Соболином. На изучаемой территории он сложен песчаниками средне- и крупнозернистыми (аПС=0,78...1) светло-серыми или бурыми нефтенасы-щенными, среднесцементированными, однородными участками карбонатизированными. Электрометрическая модель пласта в большинстве разрезов имеет вид «треугольника» с горизонтальной подошвенной и наклоненной прямой, реже зубчатой или волнистой кровельными линиями.
Пласты Б11 общей мощностью от 13,5 до 25,6 м, глинистым пропластком (1,6...5,4 м) разделены на Б112 и Б111, представленные чередованием зеленовато-серых глин, зеленовато-серых алевролитов и светло-серых, голубовато-серых и буроватых (с признаками УВ) песчаников. Породы слоистые со следами размыва и оползания, часто перемяты, с включением гальки карбонатного состава, с обилием остатков раковин разной сохранности, растительных остатков, с биотурбационными текстурами. Слоистость линзовидная, волнистая, прерывистая. Наблюдаются ходы роющих червей и очень мелкие норки донных животных. Встречаются конгломера-товидные породы. В целом для пластов Б11 характерна интенсивно изрезанная кривая ПС. Пласт Б112 на большей части Соболиного участка, востоке и юго-западе Гураринского участка имеет хорошо выраженную регрессивную направленность с аПС песчаника в верхней части до 0,72. На большей части Гу-раринского участка и в районе расположения скв. С-214, С-177, С-179, С-171 разрез пласта имеет трехчленное строение, где более опесчаниными являются нижние и верхние слои. Пласт Б111 состоит преимущественно из двух пропластков песчаников мощностью от 2...6 м и 1...3 м, разделенных прослоем глины толщиной до 3 м. В целом для пластов Б11 характерна интенсивно изрезанная кривая ПС.
Пласт Б10 распространен по всей территории. Отличительными особенностями пласта являются: небольшая мощность - 2...5 м и глубокая отрицательная аномалия ПС с аПС от 0,8 до 1. Исключение составляют скважины С-178 и С-180, где аПС составляет 0,71 и 0,72. Электрометрическая модель пласта в большинстве скважин представляет собой «треугольник» с наклоненными подошвенной и кровельной линиями, иногда осложненными небольшой зубчатостью. В основании пласта залегают глинисто-алевритовые породы светло-серые и зеленовато-серые, с беспорядочными комковатыми
текстурами, с обилием остатков и отпечатков раковин разного размера, обугленного растительного детрита. Встречаются следы жизнедеятельности донных животных. Песчаник бурый нефтенасы-щенный, от мелкосредезернистого до крупнозернистого, среднесцементированный, однородный.
На большей части Гураринского участка песчаники пласта Б10 перекрываются мощной толщей (до 10 м), сложенной пестроцветными бурыми и зелеными глинами. Двигаясь в субмеридианальном направлении, начиная со скв. Г-28 и практически на всей территории Соболиного участка (за исключением скв. С-171, С-178, С-183) появляется прослой представленный чередованием глинисто-алевритовых зеленовато-серых слоистых пород, глин коричневато-бурых и песчаников зеленовато-серых алевритистых (кроме мелкозернистых песчаников в скв. С-175 и С-211, где аПС возрастает до 0,59), иногда с признаками УВ. Отмечается наличие следов размыва и нарушения слойков, участками текстуры оползания и конгломератовидные текстуры, включение гальки карбонатного состава, обилие углистого материала, остатки растений разной сохранности, ходы червей. Появление в разрезе пестроцветных и зеленоцветных песчано-глини-стых осадков свидетельствует о смене обстановки осадконакопления (опресненный мелководный бассейн). Бурый цвет обусловлен скоплениями гидроокиси железа, которое выносилось с континента и отлагалось вблизи береговой линии [1].
Пласт Б9 имеет неоднородное строение и изменчивую т - от 3 до 10,5 м. В его составе присутствуют от 1 до 4 песчаных пропластков разной толщины, имеющими в большинстве случаев неглубокую отрицательную аномалию с аПСдо 0,6.
Пласт Б8 на Гураринском участке практически не сопоставляется с таковым на Соболином. На территории первого он представлен чередующимися пропластками песчаников, алевролитов и глин, т которых варьирует от 1 до 4 м, а общая толщина пласта составляет 6,0...15,0 м. На Соболином участке т пласта увеличивается до 13...23 м за счет опесчанивания разреза, особенно заметного в южной части (скважины С-171, С-178 и С-181). Значения аПС составляют 0,7...1 почти во всех скважинах.
Таким образом, в распространении пластов Б9 и Б8 не наблюдается четких закономерностей, они резко отличаются от нижележащих пластов, имеют неоднородное строение, резкие изменения состава и мощности, что характерно для континентального или переходного типа осадконакопления. Этот вывод подтверждается и исследованиями Л.Я. Трушковой [2], которая отмечает, что в области развития лагунных и континентальных отложений песчаные пласты лито-логически неустойчивы, выделяются в разрезах условно и не прослеживаются даже в пределах отдельных разведочных площадей. Положение их нижней границы обычно определяется нижележащими глинистыми покрышками, а кровли, как правило, нечеткие и не могут быть проведены однозначно.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гурова Т.И., Казаринов В.П. Литология и палеогеография Западно-Сибирской низменности в связи с нефтегазоносностью. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - 370 с.
2. Трушкова Л.Я. Основные закономерности распространения продуктивных пластов и покрышек в неокоме Обь-Иртышско-
го междуречья // Вопросы литологии и палеогеографии Сибири: Труды СНИИГГиМС. - 1970. - Вып. 106. - С. 4-12.
Поступила 01.11.2006 г.
УДК 551.31
ОТОБРАЖЕНИЕ НЕОДНОРОДНОСТЕЙ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПРИ ПОСТРОЕНИИ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
И.Н. Кошовкин, В.Б. Белозеров
Томский политехнический университет E-mail: [email protected]
Рассматриваются вопросы формализации отображения литолого-фациальных особенностей резервуаров при построении геологических моделей нефтяных и нефтегазовых месторождений. Формализация процесса позволяет строить более адекватную цифровую модель геологического объекта. Это, в свою очередь, позволяет формализовать процесс адаптации геологической модели по мере накопления данных в процессе эксплуатации месторождения и оптимизировать добычу углеводородов с применением новых технологий.
Актуальность
Современное состояние разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений характеризуется рядом особенностей [1], которые предрасполагают к развитию исследовательских, аналитических и инженерных работ при составлении проектно-техно-логической документации. Отметим лишь некоторые, стимулирующие внедрение новых технологий: значительная степень истощенности запасов многих месторождений, высокая обводненность добываемой нефти, рост доли трудноизвлекаемых запасов, большой фонд бездействующих скважин и др. Для месторождений Западной Сибири и, в частности, для месторождений Томской области, необходимо отметить особенности терригенных коллекторов, характеризующихся высокой неоднородностью и слабой согласованностью фильтрационно-ем-костных свойств (ФЕС). Указанные особенности требуют совершенствования методов и средств проектирования операций по применению технологий, таких как, гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных скважин, зарезка боковых стволов. Перспективным является использование методов компьютерного моделирования с построением 3D сейсмических, геологических и гидродинамических моделей резервуаров. Развитие методов компьютерного моделирования разработки залежей углеводородов, предъявляет повышенные требования к построению геологических моделей продуктивных резервуаров. В частности, в модели должно учитываться всё многообразие фильтрационно-емкостной неоднородности коллектора, последнее актуализирует совершенствование подходов к исследованиям свойств неоднородностей резервуара, обусловленных литологическими особенностями пласта.
Неоднородности резервуара, обусловленные литологическими особенностями пласта, проявляются как во внешних, так и внутренних его свойствах [2]. Внешние свойства отражают фациальную неоднородность строения коллектора, формирование которого связано, как правило, с рядом конкретных обстановок осадконакопления. Каждая обстановка имеет своё пространственное развитие, где фильтрационно-емкостные свойства коллектора могут быть охарактеризованы индивидуальной зависимостью пористости и проницаемости. Границам раздела фациальных обстановок свойственно формирование непроницаемых барьеров, представленных прослоями глин и карбонатизирован-ных песчаников, выполняющих роль фронтальных экранов для залежей нефти и газа. К внешним свойствам коллектора можно также отнести его макрофильтрационную неоднородность в разрезе и по площади. В разрезах это отражается в последовательном увеличении или уменьшении гранулометрических разностей, влияющих на значения проницаемости, от подошвы к кровле пласта, либо однородном, градационном, распределении зернистости. Каждой фациальной обстановке свойственна своя последовательность гранулометрического распределения по разрезу, влияющая на положение и величину интервала притока углеводородов в объеме коллектора.
Внутренние свойства пласта проявляются в его текстурных особенностях формирующих микрофильтрационную неоднородность коллектора и характеризующих неоднородность (анизотропию) притока углеводородов в скважину по площади. Наблюдаемые разновидности косослоистых текстур, связанные с проявлением ряби (луноподобной, вол-
