Влияние блоковой тектоники на условия залегания продуктивного горизонта БС102+3 Тевлинско- Русскинского месторождения Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

В результате детальной корреляции выполнена типизация разрезов скважин в пределах нижнемеловых отложений. По изменению общих толщин горизонта, а также набору пластов и пачек, в его составе было выделено 5 типов разреза, каждый из которых подразделяется на подтипы.

Для каждого типа разреза определены зоны их распространения, диапазоны изменений ФЕС пород, общих толщин горизонта, толщин коллекторов, коэффициенты песча-нистости и расчлененности, а также приуроченность каждого типа разреза к определенным типам фаций.

Установлено, что различные типы разреза обусловлены влиянием блоковой тектоники. Так как расстояния между соседними скважинами не превышают 500 м, такие изменения в толщинах вряд ли можно назвать плавными и связывать с выклиниванием пластов (рис. 4).

Тектонические нарушения субмеридиональной направленности обусловили ступенчатое изменение отметок водонефтяного контакта при переходе к смежным блокам.

На сейсмических временных разрезах визуально прослеживаются разрывные нарушения, которые зарождаются в доюрское

время и протягиваются вплоть до неоком-ских отложений (рис. 5) [3].

Малоамплитудные разрывные нарушения, которые не фиксируются по сейсмическим исследованиям из-за ограниченной разрешающей способности около 20 м для глубин 2000 м, можно выявить в результате детальной корреляции.

Наличие разломов позволяет рассматривать их в качестве тектонических экранов, поскольку в результате трения поверхностей в приразломной зоне образуется «глинка» милонит, которая может служить тем самым экраном. Данная глина прошла стадию мета-морфизации под влиянием высоких температур от трения соседних блоков. Учитывая чрезвычайную длительность и медлительность процесса формирования скопления нефти в ловушках с очень незначительными углами наклона и отсутствием перепада давления в разных частях залежи, даже незначительного препятствия вполне достаточно, чтобы экранировать латеральную миграцию нефти.

Выявленная сеть тектонических нарушений подтверждается также и на картах общих толщин и толщин коллекторов пластов горизонта [3].

Рис. 5 — Разрывные нарушения, выделенные нами визуально на временном сейсмическом разрезе по линии скважин №№291, 300,304 Fig. 5 — Faults visually identified in the time section along the line of wells No 291, 300, 304

Наименование фащш П:,: кривой апс аис Tojuinnr, коллекторов, м Пссчанис-тйстъ, Д.ел. Расчлененность. LY1- Пористость, npoHiiiuie- MUtrn,, 10 мкм

Фанни нижнего ггляжа 0,6-0,S 0,5-0.65 2-30 0.173-0,229 2,6-330,5

19 0.53 12 0.105 90

Фаиня верхаеЩ ИЛИ Ли! 0.7-0.? м 0,6-0.75 2-35 0.174-0.22 2,8-162,2

0.64 19 0,20 50

Фалин переходной зон ы и лижа I Î 0.2-0,4 O-l 04,05 0-1 0,01-0,17 n,o:-4w

0.02

Фация п [чм'..по 1тал ьно П зоны пляжи 1Ы-0.1 I,-l-37,K 0,3-0,55 1-Й 0,171-0.2! 3-239.S

10,5 0.38 7 0.10 45

Фания лагун ai-o,j о.глА 1-14 0.145-0,213 S-157,9 4(1 "

6.5 0,31 4 0J03

Рис. 6 — Электрометрические модели фаций горизонта БС102+3 Fig. 6 — Electrometric models of facies in BS102+3 reservoir

В своих работах, связанных с оценкой проницаемости разрывных нарушений, А.А. Шпиндлер и другие авторы проанализировали и подобрали оптимальные методики, которые позволяют количественно охаракте-ризовывать проницаемость разрывных нарушений [4]. Такой подход может проверяться трассерными исследованиями, подтверждающими или отрицающими влияние разломов.

Данное направление является достаточно важным и при хорошей проработке методик для определенных типов месторождений может быть использовано как основание для применения трассерных исследований, как фактического подтверждения проницаемости разлома.

В результате анализа разнообразных источников литературы, как зарубежных, так и отечественных, авторами было выбрано 4 методики оценки проницаемости разрывных нарушений, такие как: SGR (shale gouge ratio), ESGR (effective shale gouge ratio), CSP (clay smear potential) и смешанный метод, который позволяет включать в расчет различные комбинации предыдущих. В основе каждой методики лежит тот факт, что существует некая зависимость между проницаемостью разрывного нарушения и количеством так называемой «глинки трения» на плоскости сместите-ля, которая присутствует в зоне разлома.

В качестве основных практических выводов, полученных при изучении сейсмических данных, геологической модели и анализе чувствительности на конечный результат, авторами [4] было установлено:

- разломы не проницаемы при смещении более чем на 6 м;

- разломы полупроницаемы при смещении от 2 до 6 м;

- разломы полностью проницаемы при смещении менее 2 м.

Чем больше амплитуда разлома, тем сильнее сила трения между соприкасающимися поверхностями, больше толщина слоя «глинки» милонита, прочнее экран и менее проницаем разлом.

Ряд исследователей: К.Г. Скачек, И.В. Су-полкина, И.А. Пантелейко [5], — выделили группы фациальных обстановок, отражающих комплексы переходных и морских режимов осадкообразования морского побережья.

При совмещении со схемой расположения скважин Тевлинско-Русскинского месторождения, выделенные авторами фациаль-ные зоны оказались в пределах северной его части. Чтобы проанализировать условия осадконакопления в центральной и южной частях месторождения, были выделены электрофации по В.С. Муромцеву (рис. 6), с учетом результатов комплексных исследований северной части Сургутского свода (рис. 7).

В результате литолого-фациального анализа установлено, что зональность распределения фаций связана с тектоническими нарушениями, получившими свое развитие еще в доюрское время. Это влияние особенно заметно в северной и центральной частях месторождения.

При проведении гидродинамического прослушивания между скважиной №7732 (куст 1Т) и возмущающей нагнетательной скважиной №6890 (куст 122 Тевлинско-Русскинского месторождения) не зарегистрировано пригодного для интерпретации отклика на протяжении исследования (рис. 8). Зафиксировано, что гидродинамическая связь отсутствует.

На основе данных гидродинамических исследований скважин подтвердилось наличие некого экрана между скважинами, отнесенными на основе детальной корреляции к разным блокам.

Зоны, примыкающие к разломам, могут являться застойными, тупиковыми и слабо-вырабатываемыми, поэтому такие участки требуют особого анализа и детальнейшего изучения. В связи с этим, одной из наиболее актуальных задач, нацеленных на повышение эффективности разработки нефтяных месторождений, является проблема ввода в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, связанных с этими зонами, с применением более эффективных технологий направленного воздействия в сочетании с реализованными системами заводнения.

В.Е. Андреев, Д.Ю. Чудинова, А.П. Чи-жов, А.В. Чибисов, Е.Р. Ефимов большое внимание в своих работах уделили геологическим условиям эффективного применения ГРП неокомских отложений [6]. В частности, авторы изучали влияние геологических и технологических параметров на эффективность ГРП в условиях анализируемого продуктивного горизонта БС102-3 Тевлинско-Русскинского месторождения.

На основе значений этих параметров в пределах нефтеносности горизонта БС102-3 авторами выделены участки с определенными геолого-промысловыми параметрами [6] (рис. 9). Субмеридиональное простирание

этих участков хорошо согласуется с направленностью разрывных нарушений, установленных в рамках настоящего исследования (рис. 9).

Стоит отметить, что результаты независимых работ, посвящённых изучению особенностей разработки залежи горизонта БС102-3 Тевлинско-Русскинского месторождения, указывают на наличие некоторых зон с различными геолого-промысловыми характеристиками, которые контролируются сетью разрывных нарушений, установленной на основе комплексного анализа результатов детальной корреляции, сейсмических гидродинамических и литологических исследований.

Итоги

На основе выполненной типизации научно обоснована принципиально новая блоковая модель залежи горизонта БС102+3 со ступенчатым характером изменения водонефтяного контакта Тевлинско-Русскинского месторождения. Тектонические блоки, ограниченные разрывными нарушениями, характеризуются определенным типом разреза. На исследуемом объекте установлена связь изменения толщин пластов горизонта БС102+3 с малоамплитудными разрывными нарушениями, не трассируемыми данными сейсморазведки и обусловившими ступенчатое изменение положения водонефтяного контакта. В статье показана возможность формирования застойных зон, связанных с малоамплитудными тектоническими нарушениями, в процессе разработки

залежи. Установлено влияние блоковой тектоники на литофациальную зональность, степень гидродинамической сообщаемости пластов горизонта БС102+3 в смежных блоках, а также на направленность речной сети на поверхности.

Выводы

Результаты, полученные на основе детальной корреляции разрезов скважин Тевлин-ско-Русскинского месторождения в комплексе с результатами сейсморазведки, исследованиями керна и геолого-промысловыми данными внедрены в практическую деятельность ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и могут быть использованы в дальнейшем при подсчете запасов УВ и уточнении проектных решений при разработке залежей в нижнемеловых отложениях Тевлинско-Рус-скинского месторождения.

Список литературы

1. Сметанин А.Б., Румак Н.П. и др. Уточнение геологической модели, пересчет запасов и ТЭО КИН Тевлинско-Русскинского месторождения. Отчет. Тюмень: Лукойл-Западная Сибирь, 2007.

2. Гутман И.С., Султаншина Т.Р., Халяпин С.В. Особенности строения залежей нефти в горизонте ЮС1 Грибного месторождения // Нефтяное хозяйство. 2014. №5. С. 60-64.

3. Гутман И.С., Султаншина Т.Р., Саакян М.И., Арефьев С.В. и др.

Рис. 7 — Связь фациальныхзон [5] с блоковой тектоникой в пределах Тевлинско-Русскинского месторождения Fig. 7 — Relation between facies zones [5] and block tectonics within Tevlinsko-Russkinskoye oilfield

Рис. 8 — Результаты гидродинамических прослушиваний по горизонту БС102+3

Fig. 8 — Results of well interference tests across BS102+3 reservoir

20

Рис. 9 — Сопоставление расположения геолого-промысловых участков и тектонических нарушений, выявленных на основе детальной корреляции разрезов скважин [6] Fig. 9 — Correlation between areas with certain field geological parameters and faults, revealed through detailed well log correlation [6]

Экспозиция НЕфть газ октябрь 6 (59) 2017

Особенности условий залегания пластов и их коллекторов продуктивного горизонта БС102+3 Тевлинско-Русскинского месторождения // Недропользование XXI век. 2016. №5. С. 50-71.

4. Шпиндлер А.А., Парначев С.В. Оценка проницаемости разрывных нарушений одного из месторождений Томской области. Сборник тезисов к конференции Проблемы геологии и

освоения недр. Томск, 2013. 852 с.

5. Скачек К.Г., Суполкина И.В., Пантелейко И.А. Особенности фациального строения неокомских отложений (на примере группы пластов БС10 2 северной части Сургутского свода) // Георесурсы. 2011. №3 (39).

С. 27-31.

6. Андреев В.Е., Чудинова Д.Ю., Чижов А.П., Чибисов А.В., Ефимов Е.Р. Геологические

условия эффективного применения ГРП неокомских отложений // Геология. Известия Отделения наук о Земле и природных ресурсах.

7. Гутман И.С., Балабан И.Ю.,

Староверов В.М., Кузнецова Г.П. и др. Методические рекомендации к корреляции разрезов скважин. Под редакцией Гутмана И.С. М.: Недра, 2013. 112 с.

ENGLISH

GEOLOGY

Impact of block tectonics on mode of BS102+3 reservoir occurrence in Tevlinsko-Russkinskoye oilfield

UDC 553.98.01

Author:

Tatiana R. Sultanshina — head of the geology sector; Sultanshina.tatvana@vandex.ru "IPNE", Moscow, Russian Federation

Abstract

The paper presents the findings of a research study of BS102+3 reservoir geology, including classification of well logs based on thorough correlation between thickness of strata and their quantities.

Hydrodynamic study has allowed us to confirm the occurrence of faults, review their impact on connectivity across BS102+3 reservoir and reveal potentially bypassed areas for further research, completion and enhancement of oil recovery factor. It has been found that distribution of facies is related to NS tectonic deformation.

Materials and methods

Basic values for the research have been derived from logging data of 2500+ wells of Tevlinsko-Russkinskoye oilfield, as well as core data, seismic and hydrodynamic data, and archive records on geophysics, lithology, survey and other studies. Research methodology, used

to study geology of Early Cretaceous deposits, is based on automatic correlation of well logs with Autocorr software and proven technique of integration of logging, seismic, core and geological field data.

Results

The devised classification has provided for scientific justification of radically new block structure model of BS102+3 reservoir with a stepwise pattern of change of oil-water contact (OWC) in Tevlinsko-Russkinskoye oilfield. Fault blocks are characterized by well logs of a certain type. The field study has revealed that there is a link between changes of bed thickness in BS102+3 reservoir and minor faults, which are not traced by seismic data and which determined stepwise pattern of OWC change. The paper suggests there may be areas of oil, bypassed during reservoir development, resulting from minor tectonic faults. It has also

been explored how lateral tectonics impact lithofacies zoning, degree of hydrodynamic connectivity of adjacent blocks across BS102+3 reservoir and orientation of river network on the surface.

Conclusions

Data acquired from detailed correlation of well logs of Tevlinsko-Russkinskoye oilfield along with seismic, coring and geological field data have been implemented and practiced at OOO LUKOIL-West Siberia. They may be further used to estimate hydrocarbon reserves and review design solutions in the course of development of Early Cretaceous deposits in Tevlinsko-Russkinskoye oilfield.

Keywords

well log correlation, classification of logs, block structure, tectonic faults, hydrodynamic study, seismic survey, lithofacies analysis

References conditions of occurrence of layers and the BS10 2 zones (northern part of the

1. Smetanin A.B., Rumak N.P. and oth. their collectors' productive horizon Surgut arch)]. Georesursy, 2011,

Utochnenie geologicheskoy modeli, BS102+3 Tevlinsko-Russkinskoye field]. issue 3 (39), pp. 27-31.

pereschetzapasov i TEO KIN Tevlinsko- NedropolzovanieXXI century, 2016, 6. Andreev V.E., Chudinova D.Y., Chizhov

Russkinskogo mestorozhdeniya issue 5, pp. 50-71. A.P., Chibisov A.V., Efimov E.R.

[Refinement of the geological model, 4. Spindler A.A., Parnachev S.V. Otcenka Geologicheskie uslovija effektivnogo

reestimation of reserves and TEO KIN of pronicaemosti razryvnyh narushenij primenenija GRP neokomskih otlozhenij

Tevlinsko-Russkinskoye field], Tyumen: odnogo iz mestorozhdenij Tomskoj [Geological conditions of hydrofrac

Lukoyl-Zapadnaya Sibir', 2007. oblasti [Estimation of permeability effective applying in Neocomian

2. Gutman I.S., Sultanshina T.R., of disruptive disturbances of one of formation]. Geology. Departaments

Halyapin S.V. Osobennosti stroenija the Tomsk region deposits]. Book of news of earth and natural resources

zalezhej nefti vgorizonteJuSt Gribnogo Abstracts for the Conference Problems sciences. Ufa: Gilem, 2015, issue 21,

mestorozhdenija [Structural features of Geology and Development of pp. 63-69.

of oil deposit in the horizon YuS1 of Subsurface Resources. Tomsk, 7. Gutman I.S., Balaban I.Y.,

Gribnoye field]. Oil industry, 2014, 2013, 852 p. Staroverov V.M., Kuznetsova G.P.,

issue 5, pp. 60-64. 5. Skachek K.G., Supolkina I.V., Saakian M.I., Potemkin G.N,

3. Gutman I.S., Sultanshina T.R., Saakian Panteleyko I.A. Osobennosti facial'nogo Rudnev S.A. and oth. Metodicheskie

M.I., Arefiev S.V., Garifullin I.I. stroenija neokomskih otlozhenij (na rekomendacii k korreljacii

Osobennosti uslovij zaleganija plastov i primere gruppyplastov BS10 2 severnoj razrezovskvazhin [Methodical

ih kollektorovproduktivnogo gorizonta chastiSurgutskogo svoda) [Special recommendations for well log

BS102+3 Tevlinsko-Russkinskogo features of the facies distribution of correlation]. Eb. by M Gutman I.S.

mestorozhdenija [Features of the neocomian sediments exemplified by Moscow: Nedra, 2013, 112 p.

МУЛЬТИФАЗНЫЕ ВЛАГОМЕРЫ КВАЛИТЕТ

Погрешность измерения обводненности (абсолютная)

Доля СУ¥ от 0 до 20% Доля СУР от 20 до 60% Доля СУР от 60 до 90%

Протоколы передачи данных

Максимальное рабочее давление Максимальная плотность воды Количество каналов измерений Способ соединения Тип взрывозащиты

Тип потока

Напряжение Установка

Температура окружающей среды Диаметр трубопровода(мм)

1%

2,5%

5%

Ethernet, RS485, Modbus,

10 МЛа

1 300 кг/м3

от 1 до 8

Фланцевый

Exd

Ламинарный, турбулентный

24В/ 220В

Вертикальная

-50+65 50 - 200

+7 495 252 01 33

info@qualitetsystenn.ru www.qualitetsystem.ru

ПРИМЕНЕНИЕ

■ Непрерывный контроль обводненности сКВОЖИН

* Как средство модернизации АГЗУ

* Как компонент в составе комплексных систем измерения

* Общий контроль работы скважины и сигнализация на пульт диспетчера в случае отклонений от заданных параметров

* Контроль эффективности работы «периодических» скважин

* Контроль эффективности работы мероприятий по увеличению нефтеодтачи пласта

ДОСТОИНСТВА

■ Достоверная информация об обводненности скважин без влияния человеческого фактора

* Измерения без предварительной сепарации фаз, в реальном времени, доставка данных в АСУ ТП

* Информация о наличии или отсутствии газа в трубе

* Определение GVF

* Сканирование полного сечения трубы

* Простота установки и высокая точность измерений

У

Многофазный Да

Измерения в реальном времени Да

Удаленный доступ к данным Да

Диапазон доли газа 0% - 90%

Диапазон обводненности 0%-100%

^Qualitet Ш

Разработано и произведено в Российской Федерации

ГЕОЛОГИЯ

УДК 551+622.691

характеристика пустотного пространства опок сенон^их отложений севера Западной Сибири

А.А. Дорошенко

д. г.-м.н., начальник отдела подсчета запасов

a.doroshenko@ggr.gazprom.ru Я.О. Карымова

геолог отдела подсчета запасов ya.karymova@ggr.gazprom.ru

ИТЦ ООО «Газпром геологоразведка», Тюмень, Россия

В работе впервые приводится характеристика пустотного пространства пород-коллекторов сенона Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири по результатам исследования керна методами оптической микроскопии, рентгеновской микротомографии, ртутной порометрии и с использованием объемно-статического вакуумного анализатора удельной поверхности и пористости образцов. Показано, что трещинная ёмкость составляет тридцатую часть общей пористости, а фильтрационные каналы имеют наноразмерность, которая зависит от того, какая фаза кремнезёма преобладает в породе.

материалы и методы

Для решения существующей проблемы были применены и проанализированы результаты следующих методов исследования керна: рентгеноструктурный анализ (РСА), описание шлифов, микротомография керна, ртутная порометрия.

Ключевые слова

опоки, нижнеберезовская подсвита, поровое пространство, кремнезем, шлифы, цифровой керн, фильтрационные каналы матрицы, трещино-поровый коллектор

Породы-коллекторы сенона Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири приурочены к отложениям нижнеберёзовской подсви-ты и представлены опоками тонкозернистыми в различной степени глинистыми, которые сложены светло-серым, кремово-серым кремнистым веществом, с намывами и микролинзами буровато-серого глинистого материала, единичными интракластами аргиллита углистого, с примесью терригенных обломочных зерен, углефи-цированной растительной органики, пирита, глауконита, реликтами радиолярий, ихтеоде-трита. Структура алевропелитовая, пелитовая. Текстура прерывистая пологоволнистая с элементами микролинзовидной, биотурбирована.

Результаты изучения минерального состава методами рентгеноструктурного анализа (РСА) и химических свойств пород нижнеберёзовской подсвиты позволяют выделить в её составе, как

минимум, три пласта — НБ0, НБ1 и НБ2 (рис. 1, таб. 1). 0 1 2

Минеральный состав пород пласта НБ0 характеризуется пониженным содержанием ОКТ-фазы кремнезёма (опал+кристобалит+три-димит), содержание которой здесь изменяется в интервале от 0,0 до 0,9 %, среднее значение — 0,1%. Содержание кварца варьирует от 43,2 до 63,6 %, составляя, в среднем, 56,6%. Глинистые минералы представлены преимущественно монтмориллонитом (от 21,8 до 39,8 %, в среднем — 29,3%). Содержание слюд варьирует от 1,5 до 11,8 %, составляя в среднем 5,7% (рис. 1а, таб. 1).

О'кважкка 4С

Содержание минералов. % 20 40 60 80

970

10 * A 6% à * i . é A

An A A • 9

I . A A à • A * *

f 16 4% » . /

• »

v

t .

« •

, Э TV 1 • ••

1000

Ï

J" 1010

I 1020

fr £

1030

1040

1050

1060

-КП-И>(ЬН1)

-Кп >ф IWi)

• Кварц для НЫ

• Ksapit ли» ïyiiîeiioBCKoti

Минеральный состав пласта НБ1 отличается от минерального состава остальных пластов повышенными значениями ОКТ-фазы, содержание которой составляет в среднем 21,7%, изменяясь от 0 до 35,8 %. Преобладающие значения содержания этой фазы кремнезёма (в пределах от 25 до 35 %) равномерно распределены по глубине в интервале от 980 до 997 м, а при переходе к вышележащему (НБ^) и нижележащему (НБ2) пластам доля ОКТ-фазы резко снижается, вплоть до нуля. Эти переходные зоны составляют не более пяти метров по разрезу. Содержание кварца в породах пласта НБ1 изменяется от 36,5 до 58,4 % при среднем значении 44,6%. Суммарное содержание различных фаз кремнезёма в этом пласте составляет в среднем 65,3%. Из других минералов в наибольшей степени представлены глинистые минералы, среди которых так же, как и в пласте НБ0 преобладает монтмориллонит, доля которого варьирует в пределах от 12,7 до 41,8 % при среднем значении 21,9%. Таким образом, появление в породах ОКТ-фазы приводит к снижению содержания в породах, в первую очередь, кварца. Содержание слюды также уменьшается, но незначительно, изменяясь в интервале от 2,0 до 14,8 % и составляя в среднем 5,4% (рис. 1а, таб. 1).

Породы пласта НБ1, характеризующиеся повышенным содержанием ОКТ-фазы, имеют пониженную, по сравнению с породами других пластов, минералогическую плотность

Скваввт № 4С

Содержание кремнезема, % О 10 20 30405060 70 50

m

1000

S 1010

Б

J 1020

1030

1060

4 à • 4

• f/ i* • A •

, * А К à 4 * • «

f Й i »

; •!

Л

i

•

—Кп зф (Кушек)

* Кшрц да ни

* Кварц ¡ил Н62

* ОКТ-флтя

*ОКТ-фац

• £¡02 раств. в КОН

а)

б)

Рис. 1 — Изменчивость минерального состава опок нижнеберёзовской подсвиты по разрезу: а) данные РСА, б) данные анализа растворимости породы в присутствии щелочей

Fig. 1 — Variability of mineral composition of gaizes in the lower Berezovskaya subformation through the section: a) XRD data, b) test results for alkali solubility of rock