К оглавлению

О влиянии литологической изменчивости на расположение нефти в природных резервуарах и о построении резервуарных карт

В. Г. УМНОВ

В пластовых природных резервуарах, представленных однородными коллекторами, залежи имеют пластовую форму. Структурная карта по кровле пласта и гипсометрическое положение водонефтяного раздела при его горизонтальном расположении дают нам точное представление о местонахождении залежи. Оговоримся, что в данной работе рассматриваются залежи с горизонтальным водонефтяным контактом.

Но наряду с пластовыми природными резервуарами существуют резервуары, которые отклоняются от формы пласта за счет широко распространенного явления литологической изменчивости коллекторов, например вследствие глинизации или цементации прикровельных и околоподошвенных участков пласта и т. п. При этом местонахождение залежи уже не будет точно совпадать с тектонической структурой площади, а структурная карта в сочетании с гипсометрической отметкой горизонтального водонефтяного раздела не даст безошибочного представления о распространении залежи по площади.

Наряду со структурной картой, отображающей тектоническое строение площади, необходимо в таком случае пользоваться картами рельефа поверхностей природного резервуара или резервуарными картами, отображающими фактическую конфигурацию залежей и их местоположение.

Построение резервуарных карт в начальный период разведки площадей затрудняется недостатком данных. По мере же получения достаточных материалов и выяснения характера природного резервуара и условий его залегания необходимо вести построение резервуарных карт в целях правильной дальнейшей разведки, оконтуривания и эксплуатации единичных залежей нефти и газа. Что касается практического построения резервуарных карт, то оно во многих случаях облегчается тем, что проницаемые зоны проследить по данным геофизических исследований скважин бывает значительно проще, чем поверхность наслоения (например, в песчано-глинистом разрезе).

На рис. 1 дана принципиальная схема зависимости расположения залежей на структурах от литологической изменчивости кровли и подошвы пласта. При глинизации или цементации кровли песчаника, возрастающей по падению слоев, залежь смещается к своду структуры. Структурная карта с нанесенным на нее контуром нефтеносности по фактической гипсометрии зеркала водонефтяного контакта значительно завышает размеры залежи. При оконтуривающей разведке это может повлечь за собой бурение, казалось бы, находящихся в контуре, но в действительности «пустых» скважин; при подсчете запасов - их завышение.

При нарастании песчанистости в кровле пласта возникает обратное явление: залежь расширяется в сторону крыла структуры.

При литологических вариациях в подошве пласта соответствующим образом также происходит смещение чисто нефтяной части залежи.

Для проведения внутреннего контура залежи необходимо пользоваться резервуарной картой по подошве пласта.

Рис. 2 дает фактический пример ошибочной оценки распространения залежей при использовании структурных карт. Мелко- и среднезернистые песчаники кровли IX нижнемелового пласта месторождения Озек-Суат сцементированы известковистым цементом с образованием монолитных непроницаемых зон мощностью от нескольких метров до 10-15 м. Гипсометрическая отметка поверхности водонефтяного контакта равняется -3156 м. На этом рисунке показан внешний контур нефтеносности на структурной карте по кровле IX пласта, построенной в ГрозНИИ [3], и на резервуарной карте по кровле того же пласта, построенной нами. Как видим, структурная карта не менее чем в два раза завышает размеры рассматриваемого участка залежи. Налицо все отмеченные выше явления: пересечение контуром изолиний структурной карты, наличие находящихся как бы в контуре, но «пустых» скважин (скв. 9 и 89). Несмотря на то, что перфорацией в этих скважинах были захвачены прикровельные участки пласта, промышленных притоков нефти они не дали: в скв. 9 был получен интенсивный приток пластовой воды, а в скв. 89 приток той же воды с пленками нефти.

Рис. 3 в схематической форме иллюстрирует усиление влияния литологической изменчивости на расположение залежей на структурах при уменьшении углов падения слоев при одной и той же мощности местной литологической зоны - смещение больше при меньшем наклоне слоев.

Попробуем количественно оценить величину линейного смещения залежи (l) при данной мощности местной проницаемой литологической зоны, равномерно изменяющейся от величины Н на расстоянии L от контура нефтеносности до величины Н0 на контуре, и угле падения слоев(рис. 4). Из подобия треугольников имеем

Заменив  получим

При Н = Н0

В районе скв. 9 Озек-Суат (рис. 2) мощность зацементированного участка IX пласта равняется 15 м, угол падения пород 57'. Если считать, что в приконтурном участке залежи мощность местной литологической зоны такая же, то смещение залежи равно

Точнее смещение залежи можно определить по формуле (1), установив экстраполированием мощность литологической зоны на кажущемся контуре.

В скв. 53 мощность зоны 11м. Экстраполируя эту мощность через скв. 9 до кажущегося контура, получаем на последнем Н0 = 17 м. Расстояние от кажущегося контура до скв. 9 L = 925 м. Отсюда

Смещение получилось больше определенного по формуле (2), потому что мощность литологической зоны увеличивается от скв. 9 к кажущемуся контуру нефтеносности; если бы она сокращалась, смещение было бы меньше.

Более полное представление о характере изменения величин смещения с изменением углов падения пород можно получить, подсчитав их для разных величинпри некоторой постоянной на приконтурном участке залежи мощности литологической зоны, например равной 10 м.

0

5'

15'

30'

1°

2°

3°

4°

5°

10°

20°

L, м

∞

7176

2292

1146

573

286

190

143

114

57

27

При мощности литологической зоны 20 м смещения соответственно увеличатся против подсчитанных в два раза, при мощности 30 м - в три раза и т. д.

Мощности зон местной литологической изменчивости 10-30 м не являются редкостью, иногда они достигают 50 м и даже больше. Если допустимым пределом ошибки при определении контура нефтеносности считать смещение его в плане на 50 м, а обычной мощностью местной литологической зоны 15 м, то учет влияния литологии на расположение нефти необходимо вести уже с углов падения пород примерно 17°. При мощности литологической зоны 30 м этот угловой предел повысится до 31°.

Ниже предельных углов смещение быстро нарастает и при углах падения меньше 1° может достигать нескольких километров даже при обычных мощностях местной литологической зоны. Без изучения и учета литологической изменчивости, даже не особенно значительной на первый взгляд, опираясь только на структурные карты, можно допустить весьма грубые просчеты в прогнозах нефтерасположения вплоть до завышения или занижения площадей залежей в несколько раз.

Углы падения слоев как бы характеризуют интенсивность проявления тектонического фактора. По мере выполаживания слоев значение этого фактора снижается, зато литологический фактор приобретает все большее и большее значение. Эти факторы взаимно связаны. При увеличении значения литологии вместе с выполаживанием слоев мы наблюдаем случай, когда слои залегают горизонтально и тектоника на ловушкообразование не влияет. Образование залежей в этих условиях обязано только литологическому фактору (рис. 3, б). Можно пойти дальше по пути рассмотрения взаимодействия тектоники с литологией и констатировать возможность наличия залежей в отрицательных тектонических условиях, т. е. в синклиналях.

Если мощность литологической зоны или просто мощность коллектора изменяется независимо от расположения локальной структуры, то вершина залежи может оказаться в стороне от свода структуры на расстоянии тем большем, чем больше изменение мощности литологической зоны и меньше углы падения слоев, причем пробуренные на своде поднятия скважины могут попасть за контур залежи. Например, рост мощности проницаемой зоны вниз по падению крыла складки может компенсировать тектонический наклон слоев, вместо падения кровля природного резервуара будет воздыматься в этом направлении и залежь будет находиться там, где произойдет перегиб литологической зоны. Литологический фактор при этом, как и в случае горизонтальных и синклинально изогнутых слоев, имеет самостоятельное значение в отношении ловушкообразования.

Количественную оценку тектонических условий, при которых могут происходить такие явления, можно произвести путем соответствующих примерных расчетов. Опуская их, приведем лишь выводы. Представим себе, что на поверхности наклонного песчаного пласта на крыле поднятия в результате расширения зоны песчанистости образовался резервуар в форме конуса, в какой-то своей части имеющий возможность заполниться нефтью - потенциальный резервуар.

Расчеты показывают, что областями широкого распространения литологических ловушек неполного экранирования являются платформенные территории с углами падения пород менее 1°. При наклоне слоев в 5° и более такие ловушки почти не образуются.

Если в настоящее время мы почти не имеем изученных примеров неполностью литологически экранированных залежей, то это говорит не о том, что их вообще нет, а скорее о том, что мы располагаем огромным резервом еще не открытых залежей в обширных областях распространения нефтегазоносных толщ, слабо затронутых тектоническими движениями.

Литература

1.     Абрамович М.В. Поиски и разведка залежей нефти и газа. Гостоптехиздат, 1948.

2.     Волго-Уральская нефтеносная область. Тектоника. Тр. ВНИГРИ, вып. 100. Ленинград, 1956.

3.     Болтышев Н.Н. и Харченко Б.С. Техпомощь и наблюдение за осуществлением разработки XIII пласта месторождения Озек-Суат. Фонды ГрозНИИ, 1957.

4.     Брод И.О. и Еременко Н. А. Основы геологии нефти и газа. Гостоптехиздат, 1957.

5.     Хельквист Г.А. Геологическое строение зональных залежей нефти. Гостоптехиздат, 1946.

6.     Хельквист Г.А. Задачи и методика геологического изучения залежей нефти и газа. Тр. ВНИИ, вып. XIV. Гостоптехиздат, 1958.

ГрозНИИ

 

Рис. 1. Резервуарная и структурная карты по кровле.

I - ложное расширение площади залежи на структурной нарте.

 

Рис. 2. Месторождение Озек-Суат.

а - резервуарная нарта (сост. В.Г. Умнов) и б - структурная карта (сост. Н.Н. Болтышев) части IX пласта нижнего мела; 1 - скважины, вскрывшие, но не опробовавшие пласт; 2 - скважины, в которых при испытании получена вода; 3 - получена вода с пленками нефти; 4 - получена нефть с водой; 5 - получена безводная нефть; 6 - фактический контур нефтеносности; 7 - кажущийся внешний контур нефтеносности; 8- площадь на структурной карте, ошибочно отнесенная к нефтяной.

 

Рис. 3. Увеличение влияния фактора литологической изменчивости на распределение нефти в природном резервуаре при выполаживании слоев.

 

Рис. 4.