CC BY
47Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа
УДК 624.131.431.2:622.14(571.121)
УЧЕТ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЦЕОЛИТСОДЕРЖАЩИХ ПОРОД ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ БОЛЬШЕХЕТСКОЙ ВПАДИНЫ ACCOUNTING THERMOBARIC CONDITIONS WHEN DETERMINING THE COUNTING PARAMETERS OF ZEOLITE-CONTAINING ROCKS OF PRODUCTIVE RESERVOIRS OF THE BOLSHEKHETSKAYA DEPRESSION FIELDS
Н. В. Гильманова, Р. З. Ливаев, В. А. Зыкова, О. А. Драганчук, Ю. В. Титов
N. V. Gilmanova, R. Z. Livaev, V. A. Zikova, O. A. Draganchuk, Yu. V. Titov
Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени
Ключевые слова: фильтрационно-емкостные свойства; термобарические условия; цеолиты; граничные значения; нефтегазонасыщенность; поправочные коэффициенты Key words: reservoir properties; thermobaric conditions; zeolites; boundary values; oil and gas saturation; correcting factors
Литолого-стратиграфический разрез Пякяхинского месторождения Большехет-ской зоны характеризуется значительной литологической изменчивостью, наличием зон замещения, невыдержанностью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород.
Изучаемая сортымская свита (берриасский и валанжинский ярусы) представлена серыми песчаниками с прослоями аргиллитоподобных, серых алевритистых, разнообразно слоистых глин. В ее составе выделяются продуктивные пласты БУю-БУ2о, с которыми связаны крупные скопления углеводородов. Толщина свиты достигает до 560 м.
Особенности строения коллекторов, их литологии, минерального состава скелета, цементирующего вещества и примесей рассматриваются на примере пластов БУ15, имеющих высокую степень охарактеризованности стандартными исследованиями керна.
По подсчетам гранулометрического состава содержание песчаной фракции составляет в среднем 65 %, алевритовой — 32 %, глинистой — до 3 %. По результатам петрографо-минералогических исследований обломочный материал скелетной части породы составляет 90 %, цемент — 10 % (цеолиты — 8,1 %). Породообразующие минералы представлены кварцем, полевыми шпатами, обломками пород и слюды. Цемент пленочный, участками — пленочно-поровый. Средние арифметические значения ФЕС для коллекторов пластов БУ15 следующие: открытая пористость — 13,3 %; абсолютная проницаемость — 14,5 мД; водоудерживающая способность — 41,8 %. По классификации А. А. Ханина коллекторы пласта БУ15 являются поровыми и относятся к IV-V классу.
Признаки цеолитизации легко устанавливаются при визуальной оценке керна и проявляются в виде обилия светлых пятен, размер которых может достигать нескольких миллиметров и составлять до 40 % от объема породы (рис. 1). При микроскопическом изучении новообразованный цеолит хорошо
диагностируется благодаря совершенной спайности по (010) и (110), низким показателям преломления и двупреломления, Ыр = 1,504-1,513, Мш = 1,514-1,524, ^ = 1,516-1,525, ^-Ыр = 0,011-0,016, 2У = -25°-35°, с^ = 20-36°. Он образует поровый цемент, также иногда замещает полевые шпаты, характеризуется монокристаллами неправильной, часто вытянутой по наслоению формы размером до 2 мм.
Рис. 1. Аркозовый песчаник, средне-мелкозернистый Поровый цемент представлен цеолитами (7). Николи\\ и + (увеличение в 100 раз)
По наблюдениям в растровом электронном микроскопе видны агрегаты из призматических кристаллов цеолита с совершенной спайностью и хорошо выраженной ступенчатостью (рис. 2). Следует заметить, что при макроописании керна процентное содержание цеолитов может быть завышено по сравнению с микроскопическим описанием, поскольку при визуальной оценке керна фиксируется диаметр светлых пятен, которые включают большую площадь обломочных зерен, чем вмещающую собственно цеолиты.
Рис. 2. Неравномерное распределение кристаллически-зернистого цеолитового цемента (1), заполняющего пространство между обломочными зернами
Идентифицированы цеолиты также по данным рентгенофазового и рентгено-структурного анализов. В изученных образцах новообразованный цеолит пред-
ставлен ломонтитом (по данным рентгенофазового анализа), проявляется в виде кальциевой разновидности СаА12814012^4Н20. Этот факт подтвердился дальнейшими рентгеноструктурными исследованиями мономинеральной фракции из раздробленных цеолитизированных образцов керна при помощи смеси бромор-фа со спиртом с р = 2,4 г/см3. Ломонтит определен по его основным пикам: 9.4А(10), 6.8А(9), 4.2А(10), 3.49А(9), 3.32А(10). Анализ ломонтита проводился по пику 9.4А(10), так как пик 4.2А заретуширован пиком кварца 4.26А(100), пик 3.49А — пиком хлорита 3.52А(004), пик 3.32А — пиком кварца 3.34А(101) и слюдистым пиком 3.33(003).
Благодаря своим физико-химическим особенностям цеолиты заметно влияют на увеличение степени гидратации и наличие цеолитной воды; малую плотность и большую долю свободного объема в дегидратированных образцах; ионообменные свойства; наличие в дегидратированных кристаллах однородных каналов с диаметрами молекулярных размеров.
В структуре цеолитов имеются полости, занятые большими катионами и молекулами воды, способными свободно удаляться и поглощаться, благодаря чему происходят ионный обмен и обратимая дегидратация. После выделения воды каналы остаются открытыми и создают благоприятные условия для диффузии. Обезвоженные цеолиты могут поглощать не только воду, но и различные органические вещества (этиловый спирт, сероуглерод, некоторые красители), не нарушая своей структуры.
Наличие ломонтита в коллекторах Пякяхинского месторождения напрямую влияет на метод водо/керосинонасыщения, при котором идет увеличение уровня пористости методом водонасыщения Кпв, по сравнению с замеренными величинами по керосину Кпк (рис. 3).
По точкам с расхождением Кпк-Кпв > 0 обоснована следующая зависимость:
Кп = 0,995 • Кпв - 0,6989// КТС = 0,8827. (1)
Рис. 3. Сопоставление пористости при насыщении образцов керосином и моделью пластовой воды с учетом расхождения Кпк - Кпв
Перевод данных в пластовые условия. Измерение коэффициента пористости (Кп) образцов горных пород в термобарических условиях проводилось на установке УИК-М (1К) фирмы «Гло-Бел Нефтесервис» (Россия) при равномерном всестороннем (изотропном) сжатии, равном эффективному давлению, затем результаты были приведены к условиям одноосного сжатия. Измерение коэффициента пористости в пластовых условиях проводилось при насыщении как керосином, так и моделью пластовой воды.
Пересчет пористости в пластовые условия рекомендуется осуществлять по формуле
Кптбу = 0,983 • Кпапш - 0,874ЖТС = 0,9065. (2)
Пересчет водоудерживающей способности в пластовые условия осуществлялся по формуле [1]
Квстбу Квсатм @ ^Кпатм С1 Кптбу >)^/^Кптбу (1 Кпатм(3)
где Квстбу, Кптбу, Кпатм, Квсатм — водоудерживающая способность и пористость во-донасыщением в пластовых и атмосферных условиях; в — объемный коэффициент для пластовой воды, изменяющийся от 1,01 до 1,06 (принят средним 1,03).
Согласно теоретическим представлениям при расхождении пористости кероси-нонасыщением и водонасыщением водоудерживающая способность Квс имеет завышенные значения. Для этого были построены сопоставления Квс(Кпр) с шифром Кпв - Кпк и установлены зависимости для чистых образцов при нулевых расхождениях по пористости.
Для учета воды, содержащейся в цеолитах, зависимости Квстбу(Кпр), полученные для образцов с расхождениями по пористости (цеолитсодержащие образцы) и без таковых (чистые образцы), сопоставляются друг с другом при разных Кпр, и фиксируется разница АКестбу между зависимостями для значений Кпр с определенным шагом. На основании полученных данных устанавливается зависимость расхождения АКестбу от проницаемости.
При Кпв - Кпк = ОКвстбу = 57,5 / Кр164 // КТС = 0,5268. (4)
При Кпв - Кпк > 0,3Квстбу = 60,586 / К°р164 // КТС = 0,6978. (5)
С целью увеличения выборки для обоснования граничных значений возможно применение пересчета Квс в Кво. Поправка в остаточную водонасыщенность оценивается по данным капиллярных исследований ультрацентрифугированием и полупроницаемой мембраны.
Ко = 4,409 • 10-5 • К3с - 0,0033 • К2ес + 0,8868 • Квс + 0,5674// КТС = 0,7625. (6)
Определение граничных значений для нефтенасыщенных коллекторов осуществляется по сопоставлению эффективной и динамической пористости при Кпд = 0. Для газонасыщенных коллекторов возможно использование значений Ктф = 0 и/или КпрфГ" = 0 [2].
Наличие цеолитов в исследуемых породах Пякяхинского месторождения предопределяет необходимость выполнения всех петрофизических исследований при насыщении образцов моделью пластовой воды. Только в этом случае определение пористости, УЭС, текущей и остаточной водонасыщенности по капилляриметрии или центрифугированию, а также получаемые петрофизические зависимости не входят в противоречие друг с другом.
Для пластов БУ^ зависимости КШэфтбу(Кпвдтбу), Кттбу(Кпвэфтбу), Кпр(Кпвтбу), Квотбу(Кпр) с учетом динамической пористости (при средних значениях Кно) использованы для установления граничных значений для нефтенасыщенных коллекторов. Зависимость Кпвтбу (Кшэфтбу) использована и для газонасыщенных коллекторов
Кпвэфвтбу = 1,353 • Кпвдтбу + 3,05 //КТС = 0,8276, (7)
Кттбу = 0,69 • Кпеэфтбу + 7,53 //КТС = 0,4875,
(8)
Кпр = 7 • 10-6 • вхр(1,0268 • Кпвтбу)//КТС = 0,3004, (9)
Кв0теу = 46,118 / К0^713//КТС = 0,658. (10)
По формулам (8) и (9) установлено, что для газонасыщенных коллекторов использование пористости, полученной при эффективной пористости равной нулю, приводит к необоснованно низким граничным значениям: БУ15Кпгр (при Кпэф = 0) — 7,5 %, Кпргр — 0,016 мД. При приближении Кпр к значениям 0,1 мД зависимость Кеотбу(Кпр) выполаживается и стремится по значениям Квотбу к 100 %. Такое поведение свидетельствует об практическом отсутствии фильтрации газа при значениях Кпр < 0,1 мД.
Эксперименты по определению эффективной проницаемости по газу Кпрэф в присутствии остаточной воды позволяют построить сопоставление [2]
Кпрэф (Кпвтбу), где Кпр эф Кпр эф/Кпр.
Установленное при Кпрэф0тн = 0 граничное значение пористости водонасыщени-ем в пластовых условиях для газонасыщенных коллекторов — 9,4 %. Полученное значение соответствует граничной проницаемости 0,1 мД по зависимостям Кпр(Кпвтбу) и не противоречит данным по соседним месторождениям участка.
Определение пористости по гамма-гамма плотностному каротажу (ГГК-П). Петрофизиче-ской основой для определения пористости по данным ГГК-П является связь между объемной плотностью (¿>п) и коэффициентом пористости пород (Кп).
Минералогическая плотность цеолитсодержащих пород 8мин была определена как расчетным путем по имеющимся значениям массы образца при измерении пористости водонасыщением, так и пикнометрическим методом. В качестве рабочей жидкости в последнем способе использован очищенный керосин [3]. Сопоставление расчетного и пикнометрического способов показало хорошую сходимость. В дальнейшем использована
расчетная минералогическая плотность. При построении связей 8мин (Кпв) отмечено снижение минералогической плотности скелета до дмин = 2,66 г/см3 для пластов группы БУ за счет развития цеолитизации коллекторов преимущественно при Кпв > 9 %.
Плотность флюида в зоне исследования метода приблизительно равна плотности фильтрата промывочной жидкости и устанавливается по зависимости плотности водного раствора ЫаС1 от концентрации соли, температуры и давления [4]. При наличии газонасыщенных пластов значение плотности флюида рассчитывается исходя из свойств газа и содержания газа в промытой части пласта (Кг.пп.). По-
0.8
0.6
& О.-
с й
0.2
* ж. *
£ 4] » • *
* / Хх
1 «
' К *ч
б 9 12 Кп в тбу, %
литология
# песч X алевр
* песчц О алевр ц
15 18
Рис. 4. Сопоставление открытой пористости водонасыщением (тбу) и относительной эффективной проницаемости для продуктивных пластов Пякяхинского месторождения
следнее либо выбирается как среднее, характеризующее данный коллектор, либо подбирается итерационно [4]:
8фл = $ж- Кг.пп. (8Ж - 6г), (11)
где 8г рассчитывается при соответствующем эффективном давлении и пластовой температуре. Для группы пластов БУ при Рэфф = 31 Мпа, Т = 89 0С, относительной плотности газа по воздуху 0,7, 8г в пластовых условиях по [5] составляет 0,255 г/см3. Кг.пп. для пластов БУ15 подобран итерационно и имеет значения от 8,9 -Н2,8 %, что соответствует 8фл около 0,93 г/см3. При таких условиях вклад остаточной газонасыщенности в промытой зоне на пористость (для характерных значений плотности породы) незначителен ~ 0,5 % и может не учитываться.
Оценка коэффициента нефтегазонасыщенности производилась по методике Дахнова — Арчи с использованием керновых зависимостей Рп = /(.Кп) и Рн = /(К<), полученных в атмосферных и термобарических условиях.
Удельное электрическое сопротивление горных пород определялось на установке АиЮЬаЪ-2000 фирмы КБЯ двухэлектродным методом в термобарических условиях, соответствующих пластовым. Впоследствии на этих же образцах, не подвергшихся изменениям, проводилось измерение коэффициента пористости и коэффициента сжимаемости пор при равномерном всестороннем (изотропном) сжатии, равном эффективному давлению.
В связи с описанной выше технологией измерений количество замеров УЭС в термобарических условиях не совпадает с количеством измерений пористости в пластовых условиях. Поэтому для всех образцов с замерами УЭС осуществляется пересчет пористости из атмосферных в термобарические условия по единой формуле (2).
Зависимость Рп(Кп) в термобарических условиях (рис. 5) аппроксимируются следующим уравнением:
Рп_пласт 1 / Кп_пласт// _ °,6397. (12)
Зависимости Рн(Кв) были построены по результатам капиллярных исследований на семи ступенях давлений при текущей водонасыщенности и по результатам стандартного центрифугирования при водоудерживающей способности (рис. 6). Образцы для капиллярных исследований были подобраны как характеризующие средние значения по выборке.
При сопоставлении выборок по Рн(К), полученных разными способами, обнаружено, что использование данных стандартного центрифугирования приводит к завышению определяемого коэффициента водонасыщен-ности, а следовательно, и к занижению Кнг. Кривые зависимости Рн(Кв) центрифугированием проходят выше полученных по капиллярным исследованиям. Такая ситуация наблюдается из-за того, что влага в образце не перераспределяется равномерно по всему его объему вследствие ограниченности времени на экспери-
100 80 60
40
20
10
8 6
4
Рп(т6у)=1/(К пА1.855)
Условия Ф атм • тбу
0.1 Кп, д.ед.
Рис. 5. Зависимости Рп(Кп) в атмосферных и термобарических условиях
мент. Если же изучение образцов терригенных пород с полидисперсной структурой происходит постепенно, то в поровом пространстве происходит перераспределение влаги за счет молярного и молекулярного движения жидкости под действием капиллярных сил и за счет диффузии, что приводит к более характерным значениям УЭС.
Для цеолитсодержащих пород рекомендуется использовать результаты Рн(Кв), полученные с помощью полупроницаемой мембраны:
Рн = 106'15/(log10 ^в+2.28)-2.7//КТС = 0,6135,
(13)
100
10
Рн =10Л(6Л5/(1ё(Кв)+2.28)-2.7)
0.1
Выборка * центриф ф капилл
0.6 0.8 1
Рис. 6. Зависимости Рн(Кв) для пластов группы БУ
избежать необоснованного цеолитсодержащих пород.
Для оценки достоверности применяемого подхода было выполнено сопоставление Кв (ГИС) с КткгрН. В сопоставлении участвовали пласты мощностью более 1,5 м по ГИС и результаты стандартных керновых исследований. Полученные в термобарических условиях параметры Кнг имеют минимальные расхождения с данными Квотбу по керновым исследованиям.
Таким образом, в результате комплексного анализа геолого-геофизических данных установлено, что переход к снижению плотности скелета продуктивных пород и использование ФЕС и УЭС в термобарических условиях позволяют завышения запасов углеводородов для
Библиографический список
1. Изучение коллекторов по керну, отобранному при бурении на растворах с нефтяной основой / А. В. Ручкин [и др.] // Геология нефти и газа. - 1981. - № 11.
2. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В. И. Петерсилье, В. И. Пороскуна, Г. Г. Яценко. - Москва - Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003 -260 с.
3. Гудок Н. С., Богданович Н. Н., Мартынов В. Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород: учеб. пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. - 592 с.
4. Латышова М. Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин. - М.: Недра, 1991. - 219 с.
5. Воронина Н. В. Определение плотности газа, нефти, нефтепродуктов и пластовых вод: метод. указания. -Ухта: УГТУ, 2012.
Сведения об авторах
Гильманова Наталья Вячеславовна, к. г.-м. н., доцент кафедры прикладной геофизики, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)545046, e-mail: [email protected]
Ливаев Равиль Зульфирович, заведующий лабораторией обоснования подсчетных параметров Центра геологического моделирования и подсчета запасов, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИ-нефть» в г. Тюмени, тел. 8(3452)545273, e-mail: LivaevRZ@tmn. lukoil. com
Зыкова Вера Анатольевна, начальник отдела геологического моделирования и промышленного подсчета запасов по месторождениям Ямальского района Центра геологического моделирования и подсчета запасов, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «Кога-лымНИПИнефть» в г. Тюмени, тел. 8(3452)545272, e-mail: [email protected]
Information about the authors
Gilmanova N. V., Candidate of Geology and Mineralogy, Associate Professor at the Department of Applied Geophysics, Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)545046, e-mail: [email protected]
Livaev R. Z., Head of the Laboratory of Justification of Counting Parameters of the Center for Geological Modeling and Stock Counting, Branch of LLC «LUKOIL-Engineering» «KogalymNIPIneft» in Tyumen, phone: 8(3452)545273, e-mail: [email protected]
Zikova V. A., Head of the Department of Geological Modeling and Industrial Reserves Calculation for Yamal Region Fields of the Center for Geological Modeling and Stock Counting, Branch of LLC «LUKOIL-Engineering» «KogalymNIPIneft» in Tyumen, phone: 8(3452)545272, e-mail: ZikovaVA@tmn. lukoil. com
Драганчук Ольга Анатольевна, геолог 1 категории лаборатории оперативного подсчета запасов по месторождениям Ямальского района Центра геологического моделирования и подсчета запасов, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени, тел. 8(3452)545272, e-mail: Draganchu-kOA @tmn lukoil. com
Титов Юрий Владимирович, геолог 1 категории лаборатории камеральной обработки и профильных исследований керна Центра исследования керна и пластовых флюидов, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени, тел. 8(34667)60045, e-mail: TitovYV@nipi. ws. lukoil. com
Draganchuk O. A., Geologist of the 1st Category of the Laboratory of Operational Estimation of Reserves for Yamal Region Fields of the Center for Geological Modeling and Stock Counting, Branch of LLC «LUKOIL-Engineering» «KogalymNIPIneft» in Tyumen, phone: 8(3452)545272, e-mail: [email protected]
Ttov Yu. V., Geologist of the 1st Category of the Laboratory of Processing and Core Research of the Center for Drill Sample and Reservoir Fluids, Branch of LLC «LUKOIL-Engineering» «KogalymNIPIneft» in Tyumen, phone: 8(34667)60045, e-mail: [email protected]
УДК 550.834
ЗАГЛИНИЗИРОВАННАЯ БЕРРИАС-ГОТЕРИВСКАЯ ТОЛЩА НА ЯМАЛЕ И СВЯЗАННЫЕ С НЕЙ ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ЛОВУШКИ ВЫКЛИНИВАНИЯ
BERRIASIAN-HAUTERIVIAN SHALE SEQUENCE AND ASSOCIATED PINCH-OUT TRAP PROSPECTS OF THE YAMAL PENINSULA
А. А. Куркин, Н. В. Янкова, В. И. Кузнецов, С. К. Стуликов
A. A. Kurkin, N. V. Yankova, V. I. Kuznetsov, S. K. Stulikov
ООО «НОВАТЭКНТЦ», г. Тюмень Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Ключевые слова: не антиклинальные перспективные объекты; ловушки выклинивания; клиноформы; медвежья толща Key words: non-anticline prospects; pinch-out traps; clinoforms; Medvezhya sequence
Согласно официальным оценкам, на Ямале содержатся колоссальные объемы ресурсов углеводородов (УВ): 10 400 млрд м3 ресурсов газа и 220 млн т нефти. Больше трети ресурсов газа сосредоточено в мелких структурных ловушках апт-альб-сеноманского комплекса (рис. 1), где на Ямале и Гыдане отмечается низкий процент успешности поисково-разведочного бурения [1]. Крупных надежных структурных поднятий для постановки поискового бурения на Ямале не осталось.
Рис. 1. Распределение запасов и ресурсов газа по интервалам на юго-востоке Ямала
Вместе с тем относительно невысокие официальные оценки ресурсов неоком-ских отложений, включая ачимовскую толщу, представляются заниженными. На юге Ямала открыты крупные месторождения в этом интервале — Ростовцевское и Новопортовское. Также получены притоки УВ из неокомских и ачимовских объектов, не числящихся на государственном балансе, на многих других площадях: Малыгинская [2], Сядорская, Пяседайская, Верхнетиутейская, Хамбатейская, Среднеямальская, Южно-Нурминская. Отсюда следует вывод, что ресурсная база
