К оглавлению
УДК 553.98.061.44(571.56)	Коллектив авторов. 1992

Прогноз строения природных резервуаров и величины эффективных толщин юга Сибирской платформы

В. Г. КУЗНЕЦОВ. Л. Н. ИЛЮХИН, О. В. ПОСТНИКОВА. Н. М. СКОБЕЛЕВА (ГАНГ)

Широкий комплекс исследований карбонатных пород позволил установить связь их коллекторских свойств с определенными структурно-генетическими типами пород, характером и степенью их вторичных преобразований. Последние в значительной степени предопределяются первичной структурой пород. Поскольку типы карбонатных пород обусловлены обстановкой их образования, установленные зависимости служат теоретической базой прогноза коллекторских свойств (прежде всего величин коэффициента пористости и проницаемости, в меньшей степени структуры порового пространства) на литолого-фациальной основе [1, 2]. Комплекс этих исследований чрезвычайно важен, но ограничен породным уровнем. В настоящее время имеется возможность осуществления исследований природных резервуаров, т. е. следующего, более высокого уровня организации породно-слоевых ассоциаций. При этом основным направлением становится исследование строения, композиции разрезов и осадочных тел, характера распределения и толщин пластов проницаемых, полупроницаемых и практически непроницаемых пород. Результаты подобного исследования позволяют оценить эффективные толщины, однородность и неоднородность природного резервуара, что определяет правильность геометризации залежей, достоверность подсчета запасов промышленных категорий, создание эффективной системы разработки для общего повышения коэффициента нефтеотдачи и т. д. Поскольку фациальные условия осадконакопления определяют не только состав и структуру образующихся осадков, но и строение осадочных толщ, априори можно полагать, что строение природного резервуара в различных фациях будет неодинаково, причем, чем резче различаются фации, тем резче будут и отличия в строении природного резервуара. Исходя из этих теоретических предпосылок была исследована карбонатная формация нижнего кембрия юга Сибирской платформы в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы. Главными объектами служили осинский и юряхский (усть-кутский) продуктивные горизонты.

Исследование осуществлялось, прежде всего, на породном уровне, т. е. проводилось детальное петрографическое изучение пород, их коллекторских свойств, структуры порового пространства, устанавливались зависимости между характером пород и их коллекторскими свойствами.

В осинском горизонте выделены три главных фациальных зоны: мелководных слоистых отложений, наиболее широко развитых в центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы. относительно глубоководных некомпенсированных отложений, распространенных на его склонах и, наконец, расположенной на их границе гряды биогермных массивов (рис. 1). Юряхский горизонт фациально более однороден и представлен главным образом мелководными слоистыми отложениями. Органогенные постройки весьма редки, очень маломощны, локально развиты, поэтому на строение природного резервуара не влияют.

В каждой из выделенных фациальных зон природный резервуар отличается определенными особенностями строения и характеристиками пород-коллекторов.

Разрез юряхского, а также осинского (в зоне развития мелководных слоистых фаций) горизонтов характеризуется циклическим строением. В общем виде циклит состоит из трех элементов. В его основании залегают глинистые микрозернистые и фитогенные доломиты, в средней - фитогенные известняки, часто перекристаллизованные и доломитизированные; верхний элемент циклита представлен однородными микрозернистыми доломитами, часто сульфатизированными. На основе имеющихся аналитических определений пористости и проницаемости разными методами, изучения структуры порового пространства и с учетом установленной тесной связи коллекторских свойств со структурно-генетическим типом пород, показано, что кондиционными коллекторскими свойствами при современных требованиях обладают лишь средние элементы циклитов. При этом в них меняется структура порового пространства и имеются более крупные пустоты, нередко более простой морфологии, а граничные значения коллектор-неколлектор ниже, чем в верхнем и нижнем элементах.

Таким образом, непроницаемые или, точнее, полупроницаемые прослои чередуются с более проницаемыми, характеризующимися лучшими коллекторскими свойствами. Иногда в разрезе происходит замещение проницаемых карбонатных пород более плотными разностями, что приводит к уменьшению эффективной толщины коллектора. В целом эти пласты являются непрерывными пластами-коллекторами. В непроницаемых и полупроницаемых пластах кровли и основания циклитов встречаются маломощные прерывистые, обычно линзовидные прослои коллекторов.

Поскольку в разрезе осинского и юряхского горизонтов выделяется по три циклита, можно говорить, что резервуар этих горизонтов состоит из трех пластов проницаемых пород, разделенных полупокрышками, т.е. имеет многослойный характер (рис. 2, а). Отсутствие надежных флюидоупоров между пластами обусловливает динамическую связь их между собой и формирование единого водонефтяного или газоводяного контакта.

Следовательно, в циклически построенных карбонатных отложениях мелководной фациальной зоны, где закономерно чередуются пласты разной проницаемости, формируется многослойный природный резервуар, состоящий из ряда продуктивных пластов, причем основная часть запасов УВ сосредоточена в центральных элементах циклитов. Неучет многослойного характера природного резервуара и выбор в связи с этим нерациональных интервалов опробования не приводит к оптимальным результатам. Так, в скв. 646 Вилюйско-Джербинской, где опробовались в основном глинистые и глинисто-карбонатные пласты с ангидритами и лишь частично проницаемые породы верхнего циклита, дебит составляет 33,66 тыс. м³/сут. В скважинах 643 и 641 Вилюйско-Джербинских, где опробованы проницаемые породы этого циклита, дебиты составляют соответственно 141 и 149,5 тыс. м3/сут, хотя две последние скважины находятся гипсометрически ниже, чем скв. 646.

Многослойный характер природного резервуара определяет и относительно небольшую долю эффективных толщин от общей толщины горизонта. Так, на Среднеботуобинской площади (вне области развития органогенной постройки) из общей толщины 20-25 м эффективная равна 8-10 м, т.е. составляет 30-40 %. На Верхневилючанской площади в юряхском горизонте на долю промышленно проницаемых пород приходится от 25 до 44 %, причем наиболее частые значения по скважинам составляют также 30-40 %.

Строение разреза в зонах биогермных массивов существенно иное. Дело в том, что в процессе роста они возвышались над дном окружающего моря и при регрессии, когда откладывались микрозернистые доломиты верхних элементов циклитов, биогермные массивы оказывались выше уровня моря, и здесь подобных плотных пород практически нет или их толщина весьма незначительна. В начале трансгрессий, когда накапливались глинистые разности, эти массивы находились еще над уровнем моря и здесь эти осадки не откладывались. В связи с этим разрез построек оказывается в целом массивным, неслоистым и практически не содержит плохо проницаемых прослоев. Меняется поэтому и строение природного резервуара. Например, в центральной части Среднеботуобинской площади в зоне органогенного массива в связи с практически полным отсутствием глинистого основания циклитов и слияния чисто карбонатных преимущественно органогенных пород многоплановый природный резервуар путем соединения отдельных коллекторских пластов становится массивным (рис. 2, б). В связи с этим толщины коллекторов возрастают до 25-34 м, т. е. составляют 65-80 % общей толщины разреза. Другими словами, при возрастании в пределах биогермного массива общей толщины по сравнению с окружающими фациями примерно в 1,5 раза эффективная толщина увеличивается в 3-4 раза. Изолинии толщин коллекторов достаточно точно соответствуют положению и очертанию биогермного массива. Поскольку здесь широко развиты органогенные и вторично измененные известняки и доломиты, коллекторские свойства отложений выше, а кондиционные значения пористости, как указывалось ранее, ниже, чем в слоистых обрамляющих постройку фациях. Именно поэтому основные притоки нефти и газа получены в скважинах 25, 39, 72, 69, 53, 9 Среднеботуобинеких в пределах биогермного массива.

Еще более резкие различия в строении резервуара выявлены при анализе его строения в зоне развития морфологически более выраженных биогермных массивах и вмещающих их отложений. Так, на Больше- и Верхнетирской площадях скв. 204 Большетирской вскрыт биогермный массив, скважинами 104 и 3 Верхнетирскими - разрез глинистых относительно более глубоководных отложений, а скв 1 Большетирской - слоистых отложений. Для биогермного массива эффективная толщина составляет 72-78 % от общей, для слоистых - 38 % и для депрессионных - 28-31 %. При этом в скв. 204 Большетирской резервуар имеет массивное строение, в скв. 1 Большетирской за счет появления глинистых прослоев основания циклитов, резервуар становится пластовым при значительном уменьшении толщины его коллекторской части. Пластовый характер резервуара сохраняется и в депрессионных фациях в скважинах 3 и 104 Верхнетирских. однако здесь еще более резко снижается толщина коллекторской части. В соответствии с характером строения резервуара находится распределение дебитов газа, полученных при испытании скважин. В скв. 204 был получен наиболее значительный приток, а в скв. 3 притока не было. Другими словами, в пределах биогермных массивов природный резервуар приобретает более однородное строение, массивный характер, эффективная толщина достигает 80 % от общей, сами слагающие его породы обладают более высокими значениями коллекторских свойств, а структура порового пространства определяет более низкие граничные значения коллектор - неколлектор.

Менее изучен в настоящее время характер природного резервуара в зоне относительно глубоководных фаций. Однако имеющиеся данные показывают, что здесь развит один пласт проницаемых отложений толщиной не более 5-7 м. заключенный в плохо проницаемые отложения (рис. 2. в), эффективная толщина не превышает 30 % от общей. С учетом малой толщины отложений можно полагать, что абсолютные значения эффективных толщин будут малы. К тому же здесь преобладают породы с такой структурой порового пространства, что они имеют низкие в целом коллекторские свойства.

Таким образом, каждая фациальная зона характеризуется своим типом строения природного резервуара, имеет свои соотношения эффективных и общих толщин, отличается коллекторскими свойствами слагающих эту фацию пород, причем оптимальные с точки зрения нефти и газа соотношения этих показателей отмечаются в биогермных массивах. Поэтому литолого-фациальная карта является одновременно картой прогноза строения природного резервуара и качества коллекторов. Для Непско-Ботуобинской антеклизы зона оптимального строения природного резервуара, где эффективная толщина составляет 79-80 % от обшей и преобладают известняки органогенные (фитогенные) с форменными элементами, а также известняки перекристаллизованные и доломитизированные с наилучшими для рассматриваемых отложений коллекторскими свойствами, располагается на ее склонах. В пределах центральной части антеклизы значения эффективных толщин снижаются до 30- 40 % от общей толщины. Наконец, на дальних склонах и в обрамлении мегасвода эффективные толщины не превышают, видимо, 30 % от общих, а значения коллекторских параметров весьма низки.

Очевидно, аналогично размещение типов и характера резервуара и эффективных толщин в пределах Байкитской антеклизы. Сами же принципы прогноза строения и характера природного резервуара, доли эффективных толщин в процентах от общей на литолого-фациальной основе могут быть использованы и при исследовании различных регионов и отложений.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Багринцеаа К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа.- М.: Недра.- 1977.

2. Литология и условия формирования резервуаров нефти и газа Сибирской платформы. Под ред. Т.И. Гуровой. Л.С. Черновой. М.: Недра.- 1988.

Abstract

A great amount of the actual data on the carbonate reservoirs of the Osinsky and Yuryakhsky horizons has been analyzed. Identified are zones of reservoirs in the bioherm formations of these horizons.

Рис. 1. Схематическая карга фаций осинского горизонта.

1 - граница платформы; фации: 2 - органогенных построек, 3 - относительно глубоководных депрессионных некомпенсированных отложений, 4 - мелководных слоистых карбонатных отложений: 5 - зоны развития типов природных резервуаров: I - многослойных мелководных отложений. II - массивных биогермных массивов. III однослойных относительно глубоководных отложений

Рис. 2. Модель строения природных резервуаров разнофациальных зон.

Тип природного резервуара: а - многослойных мелководных отложений, б - массивных биогермных массивов, в однослойных относительно глубоководных отложений. 1 - экранирующие толщи; 2 - полупокрышки (плохо проницаемые пачки); 3 - проницаемые пачки; 4 толщина природного резервуара: а – общая, б -  эффективная