|
УДК 553.98.061.43(476.2) |
Выделение природных карбонатных резервуаров нефти на Золотухинском месторождении Припятского прогиба
И. Е. ПОСТНИКОВА (ИГиРГИ), Е. В. ПОСТНИКОВ {ВНИГНИ), Г. А. КОЛДАШЕНКО (Белоруснефть)
Золотухинское нефтяное месторождение открыто в 1972 г. в западной части Мало- душинской зоны нефтегазонакопления. Первый промышленный приток нефти получен из межсолевых девонских отложений. К середине 1980 г. на площади пробурено 29 скважин. Несмотря на высокую плотность их сети, единого мнения о геометризации природного резервуара, характере неоднородности разреза и причинах, ее обусловивших, нет.
Золотухинское месторождение связано с асимметричной брахиантиклинальной складкой, выделяемой по кровле межсолевого продуктивного комплекса. Складка северо- западного простирания размером 17X3,2 км с крутым северным и более пологим южным крыльями, имеет амплитуду до 700 м (рис. 1). Глубина залегания кровли продуктивного комплекса в своде структуры составляет 1939 м, а северо-западной пери- клинали - 2680 м.
Ловушка разведывалась сначала как антиклинальная с пластовой сводовой залежью, затем как содержащая масссивный резервуар с трещинным типом коллектора, в результате чего большинство скважин (70%), пробуренных в оптимальных структурных условиях, оказались непродуктивными, а отобранный керн характеризует главным образом непродуктивную часть разреза. В рассматриваемых геологических условиях промыслово-геофизические методы выделения коллекторов, оценки их емкостных свойств и нефтенасыщенности не дают достоверных параметров.
Работа по составлению предлагаемой схемы строения природного резервуара Золотухинского месторождения (рис. 1, 2) включала несколько этапов и сводилась прежде всего к детальному изучению разрезов задонских и елецких отложений и их комплексной корреляции в пределах площади.
В составе задонских отложений, по данным промысловой геофизики и литологии, на Золотухинской площади снизу вверх выделяется семь литологических пачек. Пачки I (X) (В скобках дана номенклатура пачек, используемая местными производственными организациями.) и II (IX) представляют единый мезоцикл, остальные являются самостоятельными циклами осадконакопления, хотя VI (V) пачку можно отнести к седиментационному циклу пачки VII (IV).
Елецкие отложения включают два седиментационных мезоцикла: нижний - I (III) и II (II) пачки и верхний - III (I) и VI (I) пачки. В основании каждой пачки (цикла) залегает прослой глинистого известняка или мергеля, хорошо фиксируемый на кривой ГМ, четко прослеживаемый по всей площади и используемый как реперный пласт.
Детальное литологическое изучение разрезов скважин позволило установить приуроченность выделенных пачек к мелководной, биогермной, склоновой и депрессионной литолого-фациальной зонам. Каждая зона характеризуется определенными типами пород.
Как породы-коллекторы с высокими емкостно-фильтрационными свойствами наиболее интересны биогермные фации, выделенные во II (IX) и VII (IV) пачках задонского, а также во II (II) и IV (I) пачках елецкого горизонтов. Наличие биогермных образований само по себе благоприятное условие для формирования высокоемких пород-коллекторов и скоплений УВ, но недостаточное. Например, в биогерме II (III) пачки задонского горизонта, не подвергшегося размыву и интенсивному воздействию вторичных процессов, коллекторы отсутствуют.
Последовательный анализ мощностей и литофаций всех выделенных литологических пачек позволил проследить историю развития Золотухинской площади в задонское и елецкое время и уточнить границы отдельных фациальных полей.
На данном этапе построения модели природного резервуара месторождения очевидно, что породы, относящиеся к упомянутым выше фациям, обладают различными потенциальными возможностями для формирования определенного типа коллектора. Породы биогермной фации дают наиболее емкие коллекторы каверново-порового и каверново-порово-трещинного типов, являющиеся основным вместилищем УВ в залежи, в породах склоновой фации образуются коллекторы порово-трещинного типа, а в породах депрессионных фаций - трещинные коллекторы (причем трещины развиты в основном по плоскостям слоев). Сильно глинистые породы мелководной фации неблагоприятны для формирования в них вторичной емкости и, очевидно, в залежах играют роль литологических экранов. Исходя из вышеизложенного принципа, зная распределение фаций в пределах продуктивных пачек, можно прогнозировать распространение отдельных типов коллекторов в их пределах и определять границы литологических залежей.
По распределению мощностей и фаций задонского и елецкого горизонтов Золотухинскую площадь можно разделить на западный, восточный и центральный участки, которым по фундаменту соответствуют отдельные блоки, ограниченные разломами, а в осадочном разрезе - палеоструктурные носы (см. рис. 1). Унаследованное развитие структурных носов, прослеживаемое по картам мощностей для каждой из выделенных пачек с начала задонского времени, а скорее всего имеющих более раннее заложение, привело к формированию в их пределах биогермных образований, а в разделяющих их пониженных участках - сравнительно глубоководных, депрессионных осадков.
При рассмотрении структурных карт по кровле продуктивных пачек и карт их мощностей и фаций становится понятно, почему многие скважины, пробуренные в оптимальных структурных условиях, оказались непродуктивными.
При анализе результатов испытания и опробования скважин устанавливается зависимость их продуктивности не от положения на современной структуре, а от палеоструктуры и фациальной характеристики вскрытого разреза. По всем продуктивным пачкам притоки получены только из пород биогермной и депрессионной фаций, хотя и в породах мелководной фации отмечаются битуминозность и выпоты нефти в керне.
Упомянутые методические приемы позволили составить схемы строения продуктивных пачек и связанных с ними залежей нефти.
Самая нижняя в разрезе продуктивная VII (IV) пачка задонского горизонта (рис. 1, в) меняется по мощности от 21 до 84 м. С колебаниями мощностей связаны и фациальные изменения в пределах пачки. Унаследованно развивающиеся структурные носы контролировали и определяли границы биогермов, а наиболее погруженные участки - склоновые и депрессионные образования. Биогермы развивались на северо- восточном борту Золотухинской палеоструктуры, центр которой располагался в районе между скв. 6 и 9 со стороны открытого моря, где существовали благоприятные экологические условия.
При испытании и опробовании VII (IV) пачки задонского горизонта притоки нефти получены в скв. 33, 30, 14, расположенных в зоне биогерма, и в скв. 31 и 34, вскрывших пачку в ее депрессионной части. Безводная нефть получена при испытании в открытом стволе в скв. 14 на отметке -2219 м, а в скв. 31 выше отметки-2137 м.
Сопоставляя результаты испытаний и опробований в хронологическом порядке, невозможно определить начальное положение ВНК по залежи. Можно предположить наличие двух самостоятельных залежей в западном и восточном блоках с различными начальными ВНК, можно рассматривать залежь VII (IV) пачки как единое целое и объяснить появление воды в скв. 31 за счет перетока из нижних пачек. Изоляция двух залежей в VII (IV) пачке задонского горизонта объясняется распространением плотных пород депрессионной фации в пределах центрального блока.
В скв. 3 и 36 из пород депрессионной фации притоков получено не было, что указывает на отсутствие коллектора и наличие экрана. В скв. 31 и 34 из аналогичных пород получены значительные притоки нефти, здесь имеется трещинный коллектор и у пород депрессионной фации отсутствуют экранирующие свойства. Против наличия двух самостоятельных залежей говорит и интерференция скважин западного и восточного участков, связанных системой трещин. Несмотря на такую связь в условиях разрабатываемого месторождения и высокие депрессии в эксплуатационных скважинах активная связь могла отсутствовать при установившемся природном равновесии, что обусловило бы формирование обособленных залежей на западном и восточном участках.
Для подсчета запасов нефти по залежам в VII (IV) пачке задонского горизонта на структурной карте проведены условные ВНК для западного блока на отметке -2219 м, а для восточного - на отметке -2137 м. Далее в пределах ограниченных участков выделяются подсчетные поля, соответствующие различным фациям и характеризующиеся различными типами коллекторов и подсчетных параметров.
По аналогичным принципам построена схема залежи II пачки елецкого горизонта (рис. 1, б). В западном блоке ее в районе скв. 15 и 14 развивались два небольших биогерма, а в восточном - один более крупный биогрем. Как и в VII (IV) пачке биогермы разделены депрессионными зонами, что могло способствовать обособлению залежей в пределах II пачки елецкого горизонта. При опробовании скв. 15 и 14, вскрывших небольшие биогермные тела, получены слабые притоки воды с пленкой нефти либо притока вообще не получено, что объясняется отсутствием коллекторов, как и в случае II (IX) пачки задонского горизонта. В скважинах восточного блока приток нефти из II (II) пачки елецкого горизонта получен в скв. 49 при опробовании в колонне, причем продукция содержала 22% воды, которая либо является результатом закачки, либо подтянута из задонского горизонта по негерметичному затрубному пространству. Нефть была получена в скв. 31 при совместном испытании с VII (IV) пачкой задонского горизонта. Продуктивность скв. 30 и 34 возможна при условии перетока из VII (IV) подстилающей пачки.
В скв. 60, вскрывшей II пачку в оптимальных фациальных условиях, наиболее перспективный верх пачки не испытан. Положительные результаты по II пачке можно ожидать в скв. 48 и в проектных скважинах по профилю скв. 6-49, попадающих в центральную, наиболее продуктивную часть биогерма. Гипсометрическое положение ВНК по II пачке елецкого горизонта из-за отсутствия информации можно принять таким же, как и в VII (IV) пачке (-2137 м). Подсчетные поля в пределах условного ВНК выделяются по тому же принципу, что и по VII (IV) пачке задонского горизонта.
На рассматриваемом месторождении наибольшие притоки нефти получены из верхней пачки елецкого горизонта (см. рис. 1, а). Мощность ее в пределах площади меняется от нуля до 33 м, а отсутствие отложений в скв. 15, 14, 49 объясняется полным размывом в сводовой части палеоструктуры. Судя по характеру мощностей, ее литологофациальный состав должен быть сходен с образованиями VII (IV) пачки задонского и II пачки елецкого горизонтов. Вероятно, в районе скв. 31-36 распространены депрессионные или мелководные отложения, а биогермы, как и в подстилающих пачках, формировались в пределах более приподнятых структурных носов. Большое значение для формирования пород-коллекторов этой пачки имел послеелецкий перерыв в осадконакоплении, в результате которого они в своде структуры оказались полностью размыты. Граница полного размыва этой части разреза в основном соответствует морфологии структурных носов, а граница частичного размыва проходит в 250-500 м севернее и хорошо согласуется с первой (см. рис. 1, а). В результате наилучшие коллекторы заключаются между этими двумя границами, оконтуривающими зону наибольшей переработки пород IV (I) пачки. К северу от границы частичного размыва пачки породы не претерпели значительных изменений, их мощности примерно соответствуют первоначальным, вторичная емкость отсутствует и коллекторские свойства низкие. С предлагаемой схемой строения пачки хорошо согласуются данные о притоках в скважинах. Значительные притоки из IV (I) пачки получены в скв. 1, 7, 30, 13, 60, занимающих оптимальное литологофациальное и палеоструктурное положение. Кроме того, продуктивными должны оказаться скв. 34 и 48, пробуренные в благоприятных условиях.
В результате проведенного анализа в IV (I) пачке елецкого горизонта можно выделить две литологически ограниченные залежи: одну в пределах западного блока, другую - в восточном. Как и в нижних пачках, залежь восточного блока более крупная. Залежи представляют собой линзы, с одной стороны ограниченные зоной размыва пачки, с другой - зоной ухудшения емкостно-фильтрационных свойств пород.
Проведенный анализ позволяет сделать некоторые выводы о характере природного резервуара Золотухинского месторождения и методике его моделирования.
1. Природный резервуар Золотухинского месторождения отличается сложным строением и включает шесть пластовых литологически экранированных или ограниченных залежей, приуроченных к VII пачке задонского и II, IV пачкам елецкого горизонтов.
2. В пределах контуров нефтеносности продуктивные нефтенасыщенные интервалы контролируются границами распространения отдельных фаций и зонами размыва отложений.
3. Успешное ведение разведочного бурения на природных резервуарах, в которых не наблюдается закономерных связей между современным структурным планом и зонами развития высокоемких коллекторов, невозможно без создания уже на поисковом этапе приемлемой модели резервуара, учитывающей его фациальную неоднородность.
4. Построение модели сложного карбонатного резервуара должно базироваться на детальной комплексной корреляции разрезов скважин, анализе мощностей и литофаций каждой из выделенных пачек с привлечением данных об опробовании и испытании скважин с обоснованием коллекторских параметров отдельных литолого-фациальных полей по лабораторным данным.
Поступила 17/VI 1981 г.
Рис. 1. Залежи нефти IV(а), II(б) пачек елецкого и VII (в) пачки задонского горизонтов.
1 - изогипсы кровли продуктивной пачки, м; 2 - контур нефтеносности; 3 - линии литолого-фациальных разрезов; скважины (в числителе номер скважины и мощность пачки, в знаменателе отметка кровли продуктивного горизонта): 4 - непродуктивные, 5 - давшие нефть, 6 - давшие нефть и воду; 7 - границы литолого-фациальных зон; 8 - граница полного размыва IV пачки елецкого горизонта; 9 - то же, частичного размыва; фации: 10 - биогермная, 11 - мелководная, 12 - депрессионная, 13 - склоновая, 14 - залежи нефти; 15 - изопахиты (м)
Рис. 2. Геолого-фациальные разрезы задонско-елецких отложений по линии 1-1 и II-II.
Усл. обозн. см. на рис. 1