CC BY
245
Геология нефти и газа
УДК 553:551.862(571.16)
ТИПЫ РАЗРЕЗОВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ (Ю14 иЮ13) ЛУГИНЕЦКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНО-НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ)
О.С. Чернова, Е.Н. Жилина*
Томский политехнический университет *Томский государственный университет E-mail: chernovaos@hw.tpu.ru
На основе детального анализа данных геофизических исследований скважин, изучения керна, структурно-текстурного, ихноло-гического и литолого-фациального анализов проведены палеогеографические реконструкции на время накопления продуктивных пластов Ю3 иЮ4 горизонта Ю-I Лугинецкого газоконденсатно-нефтяного месторождения. Проведена типизация разрезов скважин. Построена серия литолого-фациальных карт, отражающих седиментологические особенности выделенных подразделений. Сделан вывод о прибрежно-морском генезисе описываемых отложений.
Ключевые слова:
Месторождение нефти, пласт, природный резервуар, пористость, проницаемость. Key words:
Oil field, layer, reservoir, porosity, permeability.
Лугинецкое газоконденсатно-нефтяное месторождение приурочено к одноименной локальной структуре третьего порядка, осложняющей северозападную часть Пудинского мегавала. В административном отношении месторождение расположено на территории Парабельского района Томской области. В соответствии с нефтегазогеологи-ческим районированием оно находится в пределах Пудинского нефтегазоносного района, входящего в состав Васюганской нефтегазоносной области.
Пласты-коллекторы Лугинецкого месторождения имеют сложное геологическое строение, заключающееся в частом и неравномерном переслаивании проницаемых пропластков различных толщин с непроницаемыми разностями. На продуктивной площади имеется большое количество зон отсутствия коллектора, прослеживается значительная изменчивость фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) как по площади распространения, так и по разрезу.
Нефтегазоконденсатные залежи Лугинецкого месторождения, имеющие промышленное значение, приурочены к шести продуктивным пластам: четырем - верхнеюрского (пласты ЮД ЮД ЮД ЮД и двум (пласты ЮД и Ю2) среднеюрского возраста. Все залежи имеют чрезвычайно сложную конфигурацию водонефтяного и газонефтяного контактов.
На протяжении многолетней истории изучения литолого-петрографических характеристик и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, анализ характера распределения петрофизи-ческих параметров по керну разведочных скважин месторождения проводился для всего горизонта Ю-1 без деления последнего на отдельные пласты и без учета генетических особенностей различных частей разреза. В настоящий момент каждый из пластов горизонта Ю-1 рассматривается в каче-
стве самостоятельного природного пластово-сво-дового резервуара [1].
Предметом исследования являлись наиболее выдержанные по площади и разрезу пласты Ю14 и ЮД вмещающие около 70 % суммарных запасов углеводородов месторождения и представляющие наибольший интерес с точки зрения разработки. В задачи исследования входило изучение вещественного состава, генетических признаков пород, анализ общих толщин (в стратиграфическом понимании) и эффективных толщин, ФЕС продуктивных пластов, типизация разрезов и построение ли-толого-фациальных карт (рис. 1, 2).
Пласт Ю14 вскрыт всеми пробуренными скважинами на глубинах 2298...2413 м (рис. 2). В восточной части Лугинецкой структуры пласт либо отсутствует, либо представлен непроницаемыми разностями (скв. 540, 642, 562, 615, 714,715, 697, 698, 811, 1157, 1158, 1206, 1121). Локальные зоны отсутствия пласта отмечаются на западе (скв. 517, 550, 602, 802, 1127) и юго-востоке (скв. 827, 850, 901, 1200, 1224) структуры. Покрышкой для пласта служит перемычка, сложенная аргиллитами и алевролитами толщиной от 0,8 м (скв. 170) до 16,8 м (скв. 567). Пласт Ю;4 представлен преимущественно мелкозернистыми песчаниками с небольшими прослоями крупнозернистых алевролитов. Общая его толщина составляет от 2,2 м (скв. 715) до 22 м (скв. 1214).
В результате электрометрического анализа геолого-геофизических данных в пределах Лугинец-кой структуры выявлено крупное песчаное тело, вытянутое с северо-востока на юго-запад, с пологими крыльями, обращенными на северо-запад и юго-восток (рис. 1). Анализ изменения литолого-физических характеристик пласта, структурно-текстурных особенностей, а также биофациальных комплексов, выявленных в керне скважин, позво-
Условные обозначения:
п,бч
№ скважины_
Толщина пласта Ю,4
I Изолинии коэффициента I песчанистости
Изопахиты пласта Ю?
Песчаник мелкозернистый Песчаник среднезернистый Песчаник крупнозернистый
Алевролит Аргиллит
250 0 250 7501000 м.
I_I_I_I_I_I
ляют сделать вывод о формировании этих отложений в прибрежной части мелководного морского бассейна в гидродинамически спокойных условиях подводной отмели [2].
ФЕС пласта Ю^ изменяются в широких пределах: пористость 10...23,1 %, проницаемость -0,001...0,253 мкм2. Среднее значение пористости колеблется от 17,2 % (для нефтенасыщенной части) до 17,9 % (для водонефтяной части) пласта. Средняя проницаемость изменяется в диапазоне 0,025.0,085 мкм2. Среднее значение нефте- и газонасыщенных толщин по пласту равно 5,8.7,1м. Коэффициент нефтенасыщенности в водонефтяной части пласта минимальный - 0,62. Максимальное его значение - 0,694 отмечено в газонефтяной части пласта.
Пласт Ю;4 в пределах восточной и западной частей структуры несколько различен по строению. На востоке для него отмечаются пониженные значения эффективных, а также газо- и нефтенасы-щенных толщин по сравнению с их увеличенными значениями в западном направлении. Эффективная толщина пласта колеблется в диапазоне от 0,8 до 21,2 м. Пласт неоднородный, количество песчаных прослоев, выделяемых в разрезе, составляет 1-9 при интервале изменения значений 0,4.6,8 м.
Увеличение общей толщины пласта в центральной части песчаной постройки обусловлено утонением глинистой перемычки, отделяющей пласт Ю;4 от пласта ЮД а также уменьшением толщины нижележащих аргиллитов, вплоть до их полного отсутствия. Коэффициент расчлененности по пласту Ю;4 составляет 3,3, что несколько выше, чем в восточной части, где он равен 2,7. Центральный участок пласта Ю14 практически однороден по составу и характеризуется для большинства скважин песчанистостью выше 0,7. Склоновые части отмели (северо-запад и юго-восток структуры) представлены одним, реже - двумя и более продуктивными пропластками, залегающими между непроницаемыми аргиллитовыми разностями.
В целом для залежи пласта Ю;4 отмечены повышенные значения пористости (>17 %) в скважинах северной (район скв. 538), центральной (район скв. 1138) и южной (район скважин 738 и 761) зон. По проницаемости выделяются три участка с хорошими фильтрационными свойствами, коэффициент проницаемости ^>0,015 мкм2: на юге, в центральной части (район скв. 1138) и на северо-западе (в районе скв. 538) структуры. На их фоне выделяется небольшая зона, простирающаяся с запада на восток с низкими фильтрационными свойствами (^=0,002.0,005 мкм2) в районе скважин 665-699. Также низкими ФЕС (^<0,005 мкм2) обладают небольшие участки в районе скважин 653, 728, 868.
Пласт Ю{ имеет повсеместное распространение в пределах Лугинецкой структуры и вскрыт на глубинах 2278,8.2386,4 м. В разрезе большинства скважин пласт состоит из двух пачек, разделенных между собой маломощными прослоями
алевролитов и аргиллитов. Общая его толщина достаточно выдержана по площади и составляет 18.26 м.
По гранулометрическому составу коллекторы пласта Ю13 представлены мелкозернистыми песчаниками или крупнозернистыми алевролитами, с прослоями песчаников среднезернистых до крупнозернистых. Размер зерен меняется в очень широких пределах 0,09.0,33 мм. Однако основная масса значений лежит в области 0,09.0,16 мм. В большинстве скважин, вскрывших пласт, наблюдается тенденция улучшения сортировки материала (коэффициент сортировки $0=2,4...1,6) вверх по разрезу. Характер изменения гранулометрического состава и сортировки материала указывают на частую смену гидродинамических условий осад-конакопления.
Литологическая изменчивость различных частей пласта Ю13, обусловленная наличием многочисленных пропластков, толщина которых колеблется в большом диапазоне (0,3.9,6 м), является причиной сложного характера анизотропии свойств пласта. Количество пропластков, выделяемое в разрезе скважин - изменяется в пределах 1-8. Среднее значение коэффициента расчлененности по пласту составляет 3,3, для продуктивной части - 3,1. Среднее значение коэффициента пе-счанистости по пласту составляет 0,64, для продуктивной части - 0,76. Среднее значение пористости варьирует от 16,4 % (для газонефтяной части пласта) до 17,5 % (для водонефтяной).
По пласту Ю;3 наблюдается определенная закономерность и в распределении эффективных толщин, выраженная в их уменьшении с востока на запад от 5 до 14,2 м (район скв. 701, 1191, 726) за счет глинизации в кровле, либо в подошве коллектора. На общем фоне эффективных толщин 10.15 м выделяются отдельные локальные участки, как с толщиной меньше 10 м (скв. 559 - 6,8 м, скв. 595 -3,0 м, скв. 485 - 7,2 м), так и больше 10 м (скв. 662 -16,8 м, скв. 615 - 16 м, скв. 590 - 18 м) (рис. 2).
Условия формирования отложений пласта Ю13 отразились в характере изменения его коллек-торских свойств, как по площади, так и по разрезу. ФЕС в верхней и нижней частях пласта значительно отличаются друг от друга, особенно четко это отличие проявляется для песчаных разностей. По разрезу в целом для пласта наблюдается улучшение коллекторских свойств снизу вверх от 13 до 21 % для пористости и 0,005.0,070 мкм2 для проницаемости. Участки с пониженной пористостью (<16 %) наблюдаются в северо-западной части структуры (район скв. 567, 568, 602, 170).
Согласно данным лабораторных исследований керна, геофизическим и гидродинамическим исследованиям скважин улучшенными ФЕС характеризуется восточная часть площади распространения пласта ЮД Здесь преобладают значения коэффициента проницаемости 0,010.0,033 мкм2. Коллектора с проницаемостью (<0,010 мкм2) выделены в районе скв. 645, 648, 1157, 744, 793.
1тип
II тип
Штип
Подтип I1 Скв. 1138
Ю,5 «»
2372 2376 /Т
2380
2384 м
2388
2392 ' £
2396
2400
1 ( 2404 1 3 1
Скв. 804
2388 |Ц5 1 С ___
2392 2396 1 )
2400 ГЧ
2404 1 1 Л
2408 2412 1 \ А пю] =? * И
2416 1 \
2420 1 £ 1 Ч | ' _
IV тип
Утип
VI тип
Условные обозначения:
(^783) 1 С 2 3 О 4 I ! 0,5 5 с
Типы разрезов:
II
Ш
IV
IVй
VI
Типы осадочных пород
■
п
Включения: 4| О
Подтип IV* Скв. 1166
|0,5 ^
2340 N
Ss.ro3
2244 1
2348 | ^^
2352 У^
м
2356
■с-
2360 ^ Л Ю1 ■ .¿.
•. -с-. •
2364 к
2368 | ^
/V л/
Л/ Л/ /V
м
8
Рис. 3. Типы разрезов пластов /О,4 и/ОД Условные обозначения: 1) местоположение скважины с типовым разрезом; 2) границы между зонами с разным типом разреза; 3) предполагаемые границы зон; 4) границы зон с подтипами разреза; 5) линия песков; 6) кривая самопроизвольной поляризации. 1~8 -типовые разрезы пластов Ю{* иЮ{.
Типы осадочных пород: 1) песчаник крупнозернистый; 2) песчаник среднезернистый; 3) песчаник мелкозернистый; 4) алевролит; 5) аргиллит; 6) переслаивание аргиллита и алевролита; 7) переслаивание песчаника мелкозернистого и алевролита; 8) переслаивание песчаника среднезернистого и алевролита. Включения: 1) пирит; 2) сидерит; 3) остатки флоры; 4) гальки сидерита; 5) конкреции; 6) прерывистые намывы обугленного растительного детрита; 7) массивная текстура; 8) горизонтальная слоистость
Отложения пласта Ю^ развитые в западной и центральной частях Лугинецкой структуры, характеризуются более низкими фильтрационными параметрами 0,004...0,020 мкм2. На их фоне локальными пятнами выделяются участки с более высокими значениями проницаемости.
Проведенный анализ литологических, электрометрических и фильтрационно-емкостных характеристик пластов Ю^ и Ю/ позволил выделить шесть типов разрезов подугольной толщи Лугинец-кого месторождения, закономерно чередующихся по площади (рис. 3).
Первый тип разреза наблюдается преимущественно в восточной части Лугинецкой структуры. Выделен по преобладающему развитию пласта ЮД толщина которого достигает 15.26 м. Пласт Ю^ в данном типе имеет сокращенные толщины, не превышающие в большинстве пробуренных скважин 7.10 м. В средней его части отмечена незначительная глинизация песчаников с появлением нескольких пропластков алевролитов толщиной до 1 м. Данный тип разреза формировался в условиях продвигающегося фронта дельты.
Второй и третий типы разреза закономерно сменяют первый тип и находятся с ним в ассоциации, но отличаются повышенной песчанистостью пласта Ю14.
Четвертый тип разреза встречается на большей части структуры. Для него характерно утонение глинистой перемычки между пластами Ю13 и Ю14 и резкое увеличение общих толщин (до 26 м) в отдельных скважинах.
Пятый тип разреза прослеживается далее на северо-запад от Лугинецкой структуры. Для него характерно значительное увеличение толщин обоих пластов (Ю13 до 15.20 м, Ю14 до 20.24 м), вызванное опесчаниванием всей толщи и исчезновением глинисто-алевритовой перемычки между ними.
Шестой тип разреза встречается только в южной части структуры и характеризуется наличием
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Конторович В .А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-
кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной
Сибири. — Новосибирск: Изд-во СО РАН «Гео», 2002. - 250 с.
двух четко обособленных пластов Ю13 иЮ14, разделенных значительной по толщине глинистой перемычкой.
Выводы
1. Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов Ю14 и Ю13 Лугинецкого месторождения Томской области характеризуются значительной латеральной и вертикальной анизотропией, обусловленной часто меняющимися гидродинамическими условиями в момент накопления осадков. Для пластов характерно улучшение пористости и проницаемости вверх по разрезу. Коллек-торские свойства пласта Ю13 характеризуются резкой изменчивостью не только по площади, но и по разрезу, отражая характер формирования осадков в период регрессии. Пласт Ю13вскважинах восточной части структуры обладает повышенными значениями пористости (17.20 %) и проницаемости (0,050.0,090 мкм2).
2. На основании изучения 568 геофизических разрезов скважин и 24 разрезов с керновым материалом установлены площадные закономерности изменения емкостных и фильтрационных характеристик пластов Ю14 и Ю13 Лугинецкого месторождения. Установлено, что причиной сложного характера вариабельности эффективных толщин, значений пористости, проницаемости и нефтена-сыщенности пород-коллекторов является значительная литологическая изменчивость различных частей пласта, обусловленная особенностями седи-ментогенеза. Типизация разрезов по электрометрическим характеристикам позволила выявить палеоморфологию песчаных резервуаров и подтвердить генезис пластов.
3. Обстановка образования пласта Ю14ини-жней части пласта Ю13 в пределах Лугинецкой структуры интерпретируются как отмелевое мелководье прибрежной части морского бассейна. Центральная и верхняя части пласта Ю13 формировались в условиях фронтальной части авандельты.
2. Чернова О.С. Палеофаунистические остатки - индикаторы обстановки седиментации при литолого-фациальном анализе нефтегазоносных объектов // Известия Томского политехнического университета. - 2002. - Т. 305. - № 6. - С. 329-337.
Поступила 17.03.2011 г.
