|
УДК 552.578.2.061.4(571.1) |
Прогнозирование коллекторских свойств пород в глубокопогруженных залежах углеводородов Западной Сибири
Н. Н. НЕМЧЕНКО, Э. Д. ДОБРИДА (ВНИГНИ)
В Западной Сибири одним из основных направлений геологоразведочных работ так же, как и в старых нефтегазодобывающих районах, становится изучение глубокозалегающих горизонтов. В соответствии с этим актуален вопрос о способности аккумуляции УВ нижнесреднеюрскими коллекторами региона. Этот вопрос пока не решен однозначно, что не позволяет дать достаточно надежный прогноз нефтегазоносности указанного объекта.
В разработке проблемы глубокозалегающих коллекторов нефти и газа по старым нефтегазодобывающим районам СССР, а также за рубежом достигнуты значительные успехи. Несмотря на это, методика прогнозирования пород-коллекторов еще окончательно не разработана [4].
Известно, что при погружении осадочных пород на большие глубины их поровое пространство уменьшается, а фильтрационно-емкостные свойства ухудшаются. В жестких термобарических условиях воздействие нагрузки вышележащих осадков, температуры недр, взаимодействие с подземными водами и другие факторы приводят к уплотнению пород (порой с деформацией объема до 50 %), а также к физико-химическим их преобразованиям, причем все это в той или иной мере сопровождается запечатыванием пор.
Однако, как установлено [3, 4], постседиментационные преобразования происходят главным образом в водоносных, так называемых «пустых» породах. Эти процессы почти полностью прекращаются в породах ловушек после аккумуляции в них УВ, несмотря на то что залежи погружаются затем на большие глубины. Поэтому в глубокопогруженных залежах величина пористости пород практически остается такой же, какой была в начале их (залежей) формирования. Так, в пустых породах на глубинах 5 км пористость коллектора составляет 3-7 % (скв. Аралсорская СГ-1, Прикаспий; скв. Бурунная 1, Предкавказье и др.), в нефтенасыщенных достигает 15-19 % (скв. 5 Лабинская, Предкавказье; скв. 487 Годячская, ДДВ; месторождение Гаджибай-Крик, США и др).
Наблюдаемое явление можно объяснить тем, что, аккумулируясь в ловушках, УВ препятствуют процессам, уменьшающим фильтрационно-емкостное пространство пород. Так, механическое их уплотнение не происходит в залежах вследствие практической несжимаемости УВ (коэффициент сжимаемости керосина составляет 68,7 бар-1), а физико-химические преобразования не проявляются из-за неблагоприятности газонефтяной среды для нового постседиментационного минералообразования. В связи с этим можно рассматривать влияние УВ как фактор, способствующий сохранению первичной, а вернее, синаккумуляционной пористости или консервации коллекторских свойств пород.
При оценке перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов на уровне региональных исследований критерием, как правило, служит величина пористости пород, не насыщенных УВ, извлеченных из водоносных участков. Более того, характеристики пустых пород экстраполируются на нефтегазоносные. Такой подход к оценке нельзя считать правильным: он противоречит указанным закономерностям.
Исходя из вышеприведенных данных мы предлагаем способ прогнозного определения коллекторских свойств пород в глубокопогруженных залежах, базирующийся на изучении условий их формирования, точнее, пространственно- временного или глубинно-временного соотношения положения коллектора и начала аккумуляции УВ в ловушках, а также закономерностей изменения пористости пород с глубиной.
Для этого предусматривается прежде всего установить глубину и время процесса аккумуляции УВ, или начала формирования залежей. Затем необходимо определить состояние фильтрационноемкостных свойств породы, соответствующее установленному интервалу, в основу чего должны быть положены закономерности изменения коллекторов с глубиной.
В самом первом приближении характеристику пористости пород можно получить из графиков зависимости этого параметра от глубин залегания коллектора [6]. Для этой цели можно также использовать таблицу приуроченности различных типов терригенных пород-коллекторов палеозоя ДДВ к зонам и подзонам регионального катагенеза (С.В. Литвин и др. 1977, [6]). Кроме того, коллекторские свойства можно определить по формуле
где mH, mH-0- соответственно пористость пород как на глубине, так и вблизи поверхности [1]. Для Западной Сибири также можно воспользоваться таблицей изменения эффективной емкости песчаных пород с глубиной [2].
В Западной Сибири из всех выделенных нефтегазоносных подкомплексов (НГПК) наиболее погружен нижнесреднеюрский. Он залегает на глубинах более 4 км в пределах достаточно обширной территории северной половины региона. Западно-Сибирская плита, как известно, на неогеновом этапе геологического развития испытала воздымание, величина которого в северных областях составила в среднем 500 м, а местами до 700 м. Следовательно, погружение свыше 4 км претерпели также и те отложения, которые в настоящее время залегают на глубине 3,5 км. Известно, что уплотнение пород, вызванное глубинными напряженными условиями, практически необратимо. Поэтому территорию распространения нижне-среднеюрского НГПК, которая охватывает большую часть Ямальской, Пур-Тазовской, Надым-Пурской нефтегазоносных областей, можно оконтурить изогипсой его кровли - 3500 м (рисунок).
Нижне-среднеюрские отложения (тюменская свита) представлены терригенными породами. Коллекторы состоят в основном из плотных полимиктовых песчаников и алевролитов, сцементированных глинистым и известковым материалом; ритмично чередующиеся с ними экранирующие горизонты - из аргиллитов. НГПК ограничен сверху слабопроницаемыми породами верхней юры - валанжина. Мощность нижнесреднеюрских отложений достигает 2000 м. На большей, северной, части рассматриваемой территории распространены коллекторы УВ морского генезиса: прибрежные и мелководноморские, лагунные, участками относительно глубоководные. Незначительную территорию на юге региона занимают авандельтовые, русловые и другие континентальные типы осадков.
Коллекторские свойства песчаников и алевролитов нижне-среднеюрского НГПК изучены очень слабо. По имеющимся данным лабораторных и геофизических исследований, пористость коллекторов, не насыщенных УВ, на водоносных участках составляет в среднем 6 %. Породы в значительной степени уплотнены, сильно сцементированы, практически непроницаемы. Емкостные свойства, очевидно, ухудшаются от периферии к центру региона в соответствии с увеличением глубин залегания пород. Отложения с такой пористостью, по А.А. Ханину, не относятся к коллекторам. Несмотря на это, в пределах рассматриваемых областей установлены залежи УВ нижнеюрского НГПК на Тазовском, Уренгойском, Медвежьем, Геофизическом месторождениях. Глубины максимального погружения кровли подкомплекса достигают в залежах соответственно 4,3; 4,2; 4,0; 4,1 км. Емкостные свойства насыщенных УВ коллекторов практически не охарактеризованы, вследствие незначительного выноса керна и разрушения пород в процессе бурения, а также малой надежности геофизических методов исследований на больших глубинах.
В пределах рассматриваемой территории выявлен целый ряд структур по поверхности нижне-среднеюрского НГПК, которые, вероятно, представляли собой ловушки, где в определенном глубинно-временном интервале аккумулировались УВ. Предлагаемым нами способом можно установить пористость коллекторов в залежах, которые испытали погружение более 4 км.
Первая часть работы - определение глубинно-временного интервала массовой аккумуляции УВ - основана на поэтапном изучении сложного процесса формирования залежей нижне-среднеюрского НГПК. Генерирующая способность нижне-среднеюрских отложений по данным изучения масштабов накопления исходного ОВ, степени его катагенеза, оценивается достаточно высоко. Содержание в продуцирующих отложениях НГПК ОВ гумусового и сапропелевого типов, как известно, свидетельствует о возможности генерации соответственно газа и нефти.
Время и глубина начала формирования залежей УВ достаточно обоснованно определяются путем установления геологического рубежа вступления нефтегазоматеринской толщи в главную зону газо- и нефтеобразования (ГЗГ и ГЗН). Это базируется на представлениях о зависимости интенсивной генерации УВ от температуры недр, составляющей для нефти 60-150 °С, для газа свыше 150 °С. Воздействие этого фактора приводит к катагенезу исходного ОВ с образованием определенных УВ.
Восстановление палеогеотермического режима севера Западной Сибири на основании изучения степени катагенеза угольного вещества нижне-среднеюрских отложений [5] позволило выяснить историко-геологическую этапность литогенеза и генерации УВ и затем установить геологический рубеж начала формирования нижне-среднеюрских залежей.
На ранних этапах литогенеза рассматриваемого НГПК до вступления его в ГЗН первоначально генерированный газ ушел в атмосферу, поскольку экранирующая толща вследствие недостаточной скорости тектонического погружения еще не сформировалась. Это обстоятельство способствовало созданию благоприятных условий для аккумуляции УВ, генерированных в дальнейшем, так как ловушки раннего формирования оставались свободными.
На основании рассмотрения глубинных условий зон критических температур и поэтапного залегания нижнеюрского НГПК нами установлено, что продуцирующие отложения вступили в зону катагенеза, соответствующую ГЗН на глубине 1500-1700 м в аптском веке. Максимум массовой генерации УВ приходится на 2000-2500 м в сеноманский век.
Как показывает тектонический анализ, структурно-динамическая система рассматриваемого комплекса к аптскому веку уже находилась в состоянии, отвечающем началу активной миграции УВ. Антиклинальные ловушки также были сформированы, поскольку представляющие их локальные поднятия являются конседиментационными. Следовательно, предпосылки для активной массовой аккумуляции УВ и образования залежей нижне-среднеюрского НГПК были благоприятными.
Масштабы латеральной миграции мы относим к незначительным, поскольку они определялись главным образом расстояниями от очагов генерации до прилегающих к ним ловушек. Соответственной, очевидно, была и длительность этого процесса. Следовательно, массовая аккумуляция УВ осуществлялась почти сразу вслед за вступлением продуцирующих отложений в ГЗН. Изложенное позволяет глубинно-временной интервал массовой аккумуляции УВ с образованием залежей рассматриваемого НГПК отнести к 1,5-2,5 км и к апт-сеноманскому этапу. Тазовская зона поднятий, вероятно, несколько отставала в этом процессе, так как в ее пределах отмечается сравнительно пониженный палеогеотермический градиент.
Определение глубинно-временного интервала процесса аккумуляции УВ позволяет установить и пористость коллекторов.
Как показывает график зависимости пористости терригенного коллектора от глубин его залегания [6], в интервале 1,5-2,5 км значения этого параметра колеблются от 15 до 25 %. По таблице приуроченности терригенных пород палеозоя к зонам эпигенеза (катагенеза) максимуму ГЗН, отвечающему длиннопламенной стадии углефикации, соответствует первичная открытая пористость коллектора примерно 20-25 %. Таблица изменения с глубиной эффективной емкости песчаных пород [2] указывает на то, что средняя открытая пористость коллекторов на глубине 1,5-2,2 км составляет 17-20%.
Сопоставление полученных величин пористости коллекторов показывает близкую их сходимость. Это может служить основанием для оценки в первом приближении синаккумуляционной пористости коллектора (15-25 %) залежей нижне-среднеюрского НГПК.
Дальнейшее погружение рассматриваемого НГПК привело к массовой генерации газа в зоне катагенеза, соответствующей ГЗГ. Воздымание Западно-Сибирской плиты в неогене повлекло за собой дегазацию пластовых вод и подток газа в залежи. Однако изменение фазового состояния УВ не должно было повлиять на снижение пористости коллектора нефтегазоносных участков нижне-среднеюрского НГПК.
Таким образом, проведенные исследования позволяют прогнозировать в залежах указанного НГПК на глубине более 4 км пористость коллектора 15-25%.
Некоторым подтверждением прогнозируемых значений может служить достаточно высокая пористость коллекторов в залежах, испытавших глубокое, но несколько меньшее погружение, чем рассматриваемое. Так, на Уренгойском, Заполярном, Западно-Таркосалинском, Новопортовском месторождениях в залежах с максимальным погружением соответственно 3,8; 3,7; 3,55; 3,5 км средневзвешенная открытая пористость коллекторов составляет 15-18 %, максимальная - достигает более высоких значений.
Таким образом, предлагаемый способ прогнозирования пористости коллекторов глубокопогруженных залежей УВ, учитывающий фактор консервации ими фильтрационно-емкостных свойств пород, позволяет более высоко оценивать коэффициент пористости по сравнению со значениями, обычно принимаемыми при подсчете разведанных, перспективных и прогнозных запасов. Это, несомненно, будет способствовать повышению как достоверности оценки потенциальных и прогнозных ресурсов УВ, а также запасов категории С3 на перспективных структурах, так и обоснованности выбора оптимальных направлений поисковых работ на глубокие горизонты, а в результате - уточнению представлений о нефтегазоносности регионов.
Указанный способ можно применять при оценке коллекторов не только глубоко-, но и среднепогруженных залежей.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ларин В.И. Количественная оценка процессов газонакопления. М., Недра, 1982.
2. Литологические показатели нефтегазоносности больших глубин/ Б.А. Лебедев, Г.С. Кузьмина, Г.В. Лебедева, Г.В. Ляпичева.- В кн.: Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. М, 1980, с. 46-55.
3. Постседиментационные преобразования пород-коллекторов/ К.Р. Чепиков, Е.П. Ермилова, Н.А. Орлова, Г.И. Суркова, М., Наука, 1972.
4. Прошляков Б.К. Основные итоги изучения и очередные задачи в области познания коллекторов нефти и газа, залегающих на больших глубинах.- В кн.: Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. М., 1980, с. 4-19.
5. Ровенская А.С., Горшков В.Н., Немченко Н.Н. О раздельном прогнозировании зон газо- и нефтенакопления на севере Западной Сибири.- Труды ЗапСибНИГНИ, Новосибирск, 1978, вып. 138, с. 83-88.
6. Ханин В.А. Терригенные породы-коллекторы нефти и газа на больших глубинах. М., Недра, 1979.
Рисунок Карта прогноза пористости коллекторов в глубокопогруженных залежах УВ Западной Сибири.
1 - контур распространения нижне-среднеюрского нефтегазоносного подкомплекса (НГПК) с максимальным погружением более 4000 м; 2 - области распространения пористости терригенных коллекторов в глубокопогруженных залежах УВ нижне-среднеюрского НГПК (15-20%); 3 - в числителе - средневзвешенная открытая пористость, %, в знаменателе - глубина максимального погружения залежи, м; 4 - залежи УВ нижне-среднеюрского НГПК на месторождениях: I - Геофизическом, II - Тазовском, III - Уренгойском, IV - Медвежьем