|
УДК 553.981:551.244.1(571.1-17) |
Влияние «ложных» покрышек на степень заполнения структур газом на севере Западной Сибири
В. Д. ИЛЬИН, Н. Н. НЕМЧЕНКО, Ю. Г. ТАКАЕВ (ВНИГНИ)
Количественная оценка масштабов генерации газа свидетельствует о том, что на севере Западной Сибири продуцированный газ предельно заполнял все локальные структуры. Однако анализ строения залежей под основной региональной покрышкой в сеноманских отложениях важнейших месторождений Западной Сибири показал, что все структуры до замка не заполнены. Причины этого пока окончательно не выяснены, хотя имеется ряд объяснений [3]. Установление [1, 4-6] в структуре природных резервуаров «ложных» покрышек - флюидопроводящих пород, залегающих между коллекторами и флюидоупорами (истинными покрышками), позволяет уточнить представление о ловушке, т.е. относить к ней лишь ту часть структуры, которая ограничена снизу отметкой подошвы истинной покрышки на участке критической седловины (КС). При таком понимании ловушки все они, как показали исследования, оказываются предельно заполненными.
Проанализированный с учетом трехслойного строения резервуара фактический материал по месторождениям газа в отложениях сеномана на севере Западной Сибири подтверждает наличие в этом регионе «ложных» покрышек, что позволяет применять выявленные на их основе закономерности и тем самым расширить область их практического использования. При этом необходимо максимально точно определять отметки замыкающей изогипсы структуры по кровле продуктивных отложений.
Благоприятные сейсмические условия на севере Западной Сибири позволяют достаточно достоверно изучать структуры сейсмическими методами. Однако совместный анализ материалов бурения и данных сейсморазведки, полученных на начальном этапе поисково-разведочных работ, показал, что при редкой сети сейсмопрофилей отмечается значительное расхождение отметок, фиксирующих положение отражающего репера Г (сантон), достигающее иногда 20-40 м. В последние годы при подготовке структур по глубоким горизонтам сеть профилей была существенно уплотнена (0,25-0,4 км/км2); значительно увеличили и число разведочных скважин, что позволило повысить точность структурных построений по отражающему реперу, залегающему на 20-90 м выше кровли сеноманской продуктивной толщи.
Учитывая эти данные, а также поправки на влияние мерзлоты при сейсмических исследованиях, Л.Ш. Гиршгорн [2] построил с помощью ЭВМ структурные карты по сейсмическому реперу Г для отдельных площадей с сечением изогипс через 5-10 м. Они характеризуются высокой точностью (ошибка сравнительно с данными бурения на отдельных участках структур не превышает 3-5 %).
Хорошая сходимость сейсмических материалов и данных бурения позволила использовать эти карты для определения замыкания структурных ловушек по сейсмическому реперу. При построении структурных карт по кровле сеноманского горизонта на участках структур, не изученных бурением, пространственное положение замыкающей изогипсы устанавливали по сейсмическому реперу, а ее отметка корректировалась по разнице глубин залегания репера и продуктивного пласта.
Составленные с учетом этих данных структурные карты позволили определить положение замыкающей изогипсы структур и соответственно гипсометрическое положение замка ловушек. Наиболее достоверно оно установлено для тех структур, где разведочное бурение велось по плотной сети скважин, достаточно полно освещающей их периклинальные участки.
К таким структурам можно отнести Тазовскую (плотность сетки 10 км2/скв), Губкинскую (20), Комсомольскую (26), Заполярную (43) и Медвежью (70). Хорошая изученность периклинальных частей поднятия позволяет отнести к этой группе также Уренгойскую структуру.
Результаты расчета заполнения углеводородным газом структур месторождений севера Западной Сибири приведены в таблице. Этот показатель изменяется в широких пределах от 0,9 до 0,52, а в ловушках, где учтена «ложная» покрышка, он равен 1.
Геологический анализ показывает, что основные тектонические элементы на севере Западной Сибири развивались унаследованно, повторяя структурный план ранне-среднеюрской эпохи. Аналогичные условия седиментации в пределах локальных поднятий сохранялись до конца позднемелового времени.
Образование «ложной» покрышки связано с процессом непрерывного осадконакопления, при котором смена одного литологического типа пород другим, как правило, происходит через переходные разности. Поскольку последние (например, песчано-глинистые) характеризуются крайне неоднородным литологическим составом, резким колебанием содержания пелитовых и псаммитовых разностей, при постседиментационном уплотнении в них возникают многочисленные очаги напряжений, обусловливающие появление диагенетической трещиноватости, которая и служит флюидопроводящей системой.
К сожалению, из-за того, что эти отложения повсеместно относятся к покрышкам, изучению их не уделяется должного внимания. При бурении поисковых и тем более разведочных скважин из этих интервалов обычно керн не отбирается, что не позволяет исследовать его вещественный состав, текстурные и структурные особенности. В рассматриваемом регионе некоторое представление об их строении получено при изучении керна, отобранного непосредственно над продуктивными горизонтами в скв. 25-р Губкинской. Здесь над рыхлыми полимиктовыми песчаниками продуктивного горизонта в интервале 667,6-655 м залегают алевролиты крепкие, темные, сильноглинистые, с растительными остатками, слоистые, с прослоями и линзами темно-серых или черных глин. Вверх по разрезу наблюдается увеличение глинистости и породы постепенно переходят в глины. При этом намечается интересная закономерность: чем лучше коллекторские свойства пород продуктивного горизонта (лучше сортировка песчаников), тем больше интервал переходных отложений - «ложной» покрышки (рис. 1). Связано это с изменением толщины «ложной» покрышки, которое обусловлено тем, что по мере удаления от источников сноса вследствие лучшей сортировки материала мощность зоны переходных отложений от одного типа пород к другому (от песчаных коллекторов к глинистой покрышке) сокращается. Последнее определяет толщину «ложной» покрышки и соответственно степень заполнения структур (но не ловушки).
На рис. 2 зона максимальных значений (0,8-0,9) коэффициента заполнения структуры выделяется в центральной части северной нефтегазоносной области, охватывая районы, где выявлены такие тектонические элементы, как Уренгойский мегавал, Оликумский и Юрхаровский валы, Ямбургское и Заполярное куполовидные поднятия, с которыми связаны залежи газа Уренгойского, Северо-Уренгойского, Заполярного, Ямбургского и Юрхаровского месторождений.
От этой зоны, вытянутой почти меридионально, в южном, западном и восточном направлениях наблюдается закономерное уменьшение коэффициента заполнения ловушек.
В области значений коэффициента 0,6-0,8 группируются структуры, связанные с Медвежьим и Часельским мегавалами, восточной частью Северного свода, Ямсовейским и Айваседопурским валами, Юбилейным, Пякупуровским и Тазовским куполовидными поднятиями, в пределах которых выявлены залежи Медвежьего, Юбилейного, Ямсовейского, Губкинского, Вынгапурского, Восточно-Таркосалинского, Западно-Таркосалинского, Южно-Русского, Тазовского и других месторождений.
Значения коэффициента 0,5-0,6 характерны для структур, расположенных в западной части Северного свода и в прилегающей к ней Танловской впадине (залежи газа Комсомольского, Северо-Комсомольского и Надымского месторождений).
Выявленная закономерность может быть использована для количественного прогнозирования возможной толщины «ложной» покрышки в новых, недостаточно исследованных районах региона.
На изученных месторождениях интервал «ложной» покрышки четко выделяется по комплексу ГИС, в который входят каротажи потенциалов собственной поляризации, газовый и механический. Наиболее информативные в этом отношении - газовый и механический виды каротажа. На диаграммах газового каротажа «ложная» покрышка фиксируется повышенными газопоказаниями, четко прослеживаемыми под интервалом истинной покрышки, характеризующимся фоновым уровнем записи. На диаграмме механического каротажа наблюдается резкое (до трехкратного) увеличение проходки после интервала пластичных глин истинной покрышки и при переходе в толщу трещиноватых, газонасыщенных алевритистых глин и глинистых алевролитов «ложной» покрышки. Нередко наличие проницаемости и насыщенности пород последней фиксируется небольшими депрессиями СП (см. рис. 1). Выделенные по указанным признакам интервалы «ложных» покрышек характеризуются хорошей выдержанностью в пределах площади одного месторождения.
Анализ фактического материала показывает, что во всех случаях величина недозаполненности локальных структур по высоте соответствует толщине «ложной» покрышки и если из отметки замыкающей изогипсы кровли продуктивного горизонта вычесть толщину «ложной» покрышки, то полученное значение будет соответствовать отметке газоводяного контакта (см. таблицу). Поскольку интервал «ложной» покрышки над залежью в пределах месторождения фактически не изменяется и ее выделение возможно по материалам ГИС, при условии достаточной точности подготовки структуры к бурению появляется принципиальный способ по первой скважине прогнозировать положение газо (нефте) водяного контакта в залежах не только массивного, но и пластового типа (рис. 3, а). Последнее крайне важно, так как до настоящего времени надежные способы прогнозирования ГВК (ВНК) полнопластовых залежей отсутствуют. При выдержанности толщины «ложной» покрышки можно в пределах площади структуры определить положение ГВК (ВНК) по любой скважине, даже находящейся за контуром залежи (см. рис. 3, б).
Вероятность выделения «ложной» покрышки по материалам ГИС позволяет при наличии конформного с поверхностью продуктивного горизонта структурного плана выше-и нижележащих пластов прогнозировать по ним продуктивность площади и положение ГВК (ВНК) по результатам бурения первой поисковой скважины.
Таким образом, в районах Западной Сибири, так же, как и в ряде других регионов СССР, устанавливается четкая зависимость положения ГВК (ВНК) от толщины «ложной» покрышки, что позволяет предполагать возможность использования этой зависимости для поисков залежей в более глубоких горизонтах.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Амурский Г.И., Соловьев Н.Н., Тимонин А.Н. Особенности геометризации ловушек нефти и газа в карбонатных отложениях (на примере запада Средней Азии). - РНТС ВНИИЭГазпрома. Сер. Геол. и разв. газ. и газоконд. м-ний. М., 1981, № 7, с. 17-24.
2. Гиршгорн Л.Ш. Основные черты тектонического строения платформенного комплекса севера Западной Сибири. - Геология нефти и газа, 1969, № 2, с. 38-42.
3. Ермаков В.И., Немченко Н.Н. Причины недозаполненности газом структур на севере Западной Сибири.- РНТС ВНИИЭГазпрома. Сер. Геол. и разв. газ. и газоконд. м-ний. М., 1976, № 7, с. 3-11.
4. Ильин В.Д., Строганов В.П. Влияние нижних ангидритов на степень заполнения рифовых массивов углеводородами в Западном Узбекистане. - Нефтегаз, геол. и геофиз. 1981, 4, с. 14-19.
5. Методика локального прогноза нефтегазоносности юрских карбонатных отложений Узбекистана / В.Д. Ильин, В.П. Строганов, Л.Н. Смирнов и др. - Сов. геология, 1981, 4, с. 15-27.
6. Филиппов Б.В. Типы природных резервуаров нефти и газа. Л., Недра, 1967.
Поступила 28/XII 1981 г.
|
Месторождения |
Замыкающая изогипса структуры по кровле продуктивных отложений, м |
ГВК залежи (абс. отм., м) |
Толщина «ложной» покрышки, м |
Замыкающая изогипса по подошве истинной, покрышки, м |
Высота структуры по кровле продуктивных отложений, м |
Высота ловушки с учетом ложной покрышки, м |
Высота залежи, м |
Заполнение структуры газом, % |
|
Медвежье |
- 1170 |
-1147 |
23 |
-1145 |
175 |
152 |
150 |
0,65 |
|
Тазовское |
-1165 |
-1147 |
18 |
-1145 |
100 |
80 |
80 |
0,56 |
|
Заполярное |
-1325 |
-1316 |
9 |
-1315 |
240 |
230 |
228 |
0,88 |
|
Губкинское |
-760 |
-725 |
35 |
-725 |
145 |
110 |
110 |
0,75 |
|
Комсомольское |
-950 |
-921 |
29 |
-920 |
150 |
121 |
121 |
0,52 |
|
Вынгапурское |
-950 |
-945 |
5 |
-945 |
85 |
80 |
80 |
0,72 |
|
Уренгойское |
-1210 |
-1197 |
13 |
-1200 |
235 |
222 |
222 |
0,90 |
|
Юбилейное |
-1100 |
-1088 |
12 |
-1090 |
155 |
143 |
143 |
0,72 |
|
Ямсовейское |
-960 |
-942 |
18 |
-940 |
160 |
142 |
142 |
0,73 |
|
Арктическое |
-710 |
-707 |
3 |
-705 |
90 |
87 |
87 |
0,80 |
|
Ямбургское |
- 1180 |
-1178 |
2 |
-1180 |
175 |
173 |
173 |
0,89 |
|
Северо-Уренгойское |
-1210 |
-1210 |
10 |
-1200 |
80 |
70 |
70 |
0,85 |
Примечание. Коэффициент заполнения ловушки газом равен 1.
Рис. 1. Влияние «ложной» покрышки на степень заполнения антиклинальных структур на Губкинском (а) и Медвежьем (б) месторождениях и выделение «ложной» покрышки по комплексу ГИС.
1 - залежь газа; 2 - пластовая вода; 3 - кровля «ложной» покрышки; 4 - песчаники; 5 - угольный пласт; 6 - алевролиты; 7 - глинистые алевролиты (проницаемые); 8 - глины; 9 - «ложная» покрышка; 10 - критическая седловина
Рис. 2. Схематическая карта распределения степени заполнения структур газом в сеноманских отложениях.
1 - изолинии равных значений коэффициента заполнения структур, 2 - внутренняя граница склона Западно-Сибирской плиты; 3 - перспективные структуры; залежи: 4 - газовые; 5 - нефтяные, 6 - газонефтяные
Рис. 3. Схема распределения отметки ГВК (ВНК) пластовых залежей.
Диаграммы каротажа: 1- газового, 2 - механического: 3- изогипсы поверхности продуктивного горизонта, м; 4 - поисковые скважины; 5 - истинная покрышка; 6 - «ложная» покрышка; 7- коллектор