В.С. Славкин, Н.С. Шик, Т.Е. Ермолова (ВНИГНИ)

В пределах месторождения пробурено 28 поисковых и разведочных скважин, 17 из которых дали притоки нефти. Основные запасы связаны с верхнеюрским пластом Ю₁^3-4 (подугольная часть верхневасюганской подсвиты).

Сопоставление открытой пористости, эффективных толщин и дебитов скважин показывает отсутствие видимых связей между этими параметрами или их несоответствие друг другу. Так, дебит скв. 201 (132,4 м³/сут) при незначительном превышении средней пористости коллекторов (17 %) по сравнению со скв. 202 (16 %) и меньшей эффективной толщине (10,4 против 13,8 м) в 20 раз превосходит дебит последней (7 м³/сут); дебит скв. 190 (60,4 м³/сут), несмотря на одинаковую пористость (16 %) и меньшую эффективную толщину (9,8 м) по сравнению со скв. 206 (12,2 м) и скв. 195 (14,4 м), значительно превышает дебиты указанных скважин (7,7 и 11,7 м³/сут).

Хаотичной на первый взгляд представляется и зональность распределения отдельных параметров по площади, что усиливается несоответствием диапазонов изменчивости различных показателей, а также несовпадением участков с определенным качеством пород-коллекторов, устанавливаемым по разным параметрам. Например, на северо-западном участке месторождения очень высокие дебиты нефти (59,5-316,0 м³/сут) ряда скважин (208, 201, 207, 190, 203) чередуются с менее значительными дебитами нефти (21,2 м³/сут в скв. 211) и воды (41,6 м³/сут в скв. 205) и относительно низкими притоками (около 7 м³/сут нефти в скв. 202 и 206). На центральном и южном участках дебиты нефти колеблются от 0 (скв. 200) до 33 м³/сут (скв. 204), воды от 0 до 43 м³/сут (скв. 215). На восточном участке месторождения дебиты варьируют в меньшей степени: нефти от 0 (скв. 194) до 11,7 м³/сут (скв. 192), воды от 0 до 17,8 м³/сут (скв. 192). При таких колебаниях дебитов средняя пористость меняется не столь значительно: на северо-западном участке от 15 до 19 %, на центральном и южном от 15 до 16 %, на восточном от 12 до 16 %. В то же время наибольшая суммарная эффективная толщина коллекторов отмечается на центральном и южном участках, где она варьирует в диапазоне от 11,6 до 18,0 м (за исключением скв. 200). На северо-западе эффективная толщина колеблется от 9,8 до 17,4 м, а на востоке месторождения – от 4,6 до 11,2 м. Приведенные данные свидетельствуют о сложном, неоднородном строении емкостного пространства изучаемого объекта.

Так как в верхнеюрских отложениях Каймысовского свода отсутствуют АВПД, то песчаные породы пласта Ю₁^3-4, безусловно, являются коллекторами порового типа, для которых применима известная формула, связывающая пористость и проницаемость [1]

где П - проницаемость; m - открытая пористость; S - полная удельная поверхность твердой фракции; m - переводная константа.

С позиции приведенной формулы очевидно несоответствие диапазонов вариации пористости и проницаемости в пласте Ю₁^3-4. Так, открытая пористость изменяется от 7,0 до 22,1 %, т.е. увеличивается в 3 раза, а проницаемость – от 0,00005 до 2,4848 мкм², или в 40 000 раз. Между тем за счет колебания пористости изменение значения проницаемости может быть объяснено лишь примерно на порядок. Следовательно, основная причина изменчивости проницаемости заключена в параметре S² , т.е. удельной поверхности твердой фракции. Поэтому нами рассматривались в комплексе геологические факторы, обусловливающие как изменение пористости, так и удельной поверхности и как следствие проницаемости пород.

Пласт Ю₁^3-4 в изучаемом районе традиционно рассматривался как единый объект. Детальная послойная корреляция разрезов скважин позволила выделить пласты Ю₁⁴ и Ю₁³, соответствующие двум седиментационным ритмам. Коллекторы пласта Ю₁⁴ представлены относительно выдержанными по площади слабоглинистыми алевритовыми песчаниками с низкими кол-лекторскими свойствами: проницаемость редко превышает 0,01 мкм² при изменении пористости от 7 до 19 % (скв. 197 на рис. 1). Основная продуктивность связана с песчаным пластом Ю₁³ , отличающимся неоднородностью состава и свойств (см. скв. 208, 201, 203, 206 на рис. 1).

Оказалось, что колебания дебитов скважин при установленном несоответствии с емкостными параметрами продуктивной пачки вполне отвечают изменчивости проницаемости коллекторов пласта Ю₁³ (что свидетельствует о технологической корректности опробования скважин). Так, максимальный дебит в скв. 208 (316 м³/сут) обусловлен очень высокими значениями проницаемости пласта Ю₁³, достигающими 0,6296-2,2848 мкм² (см. скв.208 на рис.1). Несколько меньшие дебиты в скв. 201 (132,4 м³/сут) и скв. 203 (59,5 м³/сут) соответствуют некоторому уменьшению проницаемости в скв. 201 (до 0,1000-0,4037 мкм²) и более значительному в скв. 203 (до 0,010-0,063 мкм²). Небольшие дебиты в скв. 206 (7,3 м³/сут нефти и 0,4 м³/сут воды) и скв. 195(11,7 м³/сут) отвечают еще более низкому значению проницаемости (до 0,001-0,050 мкм²). Таким образом, очевидно, что именно изменчивость проницаемости пород-коллекторов пласта Ю₁³ определяет столь широкий диапазон вариаций дебитов нефти и сложный характер распределения продуктивности по скважинам. Именно проницаемость обеспечивает аномально высокие дебиты (60-316 м³/сут) ряда скважин, отличающие Крапивинское месторождение от других, причем не только Каймысовского свода, но и всей Западной Сибири.

Для выделения и типизации песчано-алевритовых коллекторов пласта Ю₁³ нами привлекались данные гранулометрического состава, проницаемости и гамма-каротажа (ГК).

Эмпирически было установлено, что песчаные породы, различающиеся по гранулометрическому составу и флюидопроводимости, характеризуются специфическим отображением на диаграммах ГК. Показания гамма-активности для песчаников пласта Ю₁⁴, обладающих наибольшим постоянством состава и выдержанностью по площади, приняты за средние. Показания ГК относительно средних определялись как низкие, аномально низкие и повышенные. Например, в скв. 208 пласт Ю₁³ , сложенный среднезернистыми песчаниками с проницаемостью от 0,6296 до 2,4848 мкм² , характеризуется аномально низкими показаниями ГК (см. рис.1); в скв. 201 эта же часть разреза, представленная среднемелкозернистыми песчаниками с проницаемостью 0,1262-0,4037 мкм² , отображается низкими показаниями ГК (см. рис. 1); в скв. 206 пласт Ю₁³ выделяется в виде глинисто-алевритистых разностей среднемелкозернистых песчаников с проницаемостью от 0,0074 до 0,0592 мкм², имеет средние показания ГК (см. рис.1). Показания ГК для слабопроницаемой или практически непроницаемой перемычки между пластами Ю₁⁴ и Ю₁³, сложенной глинистыми песчаниками, являются повышенными.

Необходимость привлечения показаний гамма-активности для типизации коллекторов связана с низкой представительностью данных лабораторных определений проницаемости пласта Ю₁³.

Таким образом, в пласте Ю₁³ выделены четыре основных типа песчано-алевритовых пород-коллекторов, различающихся по гранулометрическому составу, проницаемости и характеристике ГК. Для качественной оценки проницаемости пород-коллекторов использовались градации, предложенные А.А. Ханиным [3].

1-й тип. Песчаники среднезернистые с примесью крупно- и мелкозернистого материала, с очень высокой и высокой проницаемостью и аномально низкими значениями ГК (рис. 2, а,б).

Их отличают резкое преобладание среднезернистой фракции, достигающей 60-70 %, значительное содержание крупнозернистого материала (до 20 %) и одновременно крайне низкая концентрация алевритовой примеси (до 7 %) и глинистого цемента (3-6 %); как следствие наблюдается хорошая сортировка зерен (S₀ = 1,22-1,50). Отмечается значительное содержание зерен кварца в составе обломочной части (40-55 %), преобладание среди обломков горных пород силицитов. Все эти особенности обусловливают высокую проницаемость и наиболее низкую удельную поверхность гранулярного материала. Для данного литотипа характерны беспорядочная текстура, слабая степень цементации и срастания зерен [2], преобладание контактов касания. Размер межгранулярных пор и каверночек варьирует от 0,2 до 1,5 мм. Указанные особенности при средней и высокой пористости пород (17,6-22,1 %) обеспечивают очень высокую флюидопроводимость (0,6296-2,4848 мкм²).

2-й тип. Выделены два подтипа по размеру зерен основной фракции.

В отличие от предыдущего типа содержание среднезернистой фракции не превышает 30-40 %, крупнозернистая фракция отсутствует, соответственно увеличивается содержание мелкозернистого материала (до 60-70 %) и несколько возрастает количество, как алевритовой примеси, так и глинистого цемента (до 5-10 % каждой составляющей). В соответствии с уменьшением зернистости увеличивается удельная поверхность частиц. Вместе с тем, так же как и для 1-го типа, для 2-го типа характерны хорошая сортировка зерен (S₀ = 1,15-1,57), высокое содержание кварца (45-55 %), беспорядочная текстура. Породы более сильно сцементированы за счет уплотнения зерен. Помимо контактов касания, широко распространены контакты прямого прилегания зерен; на отдельных участках отмечаются конформное приспособление зерен и незначительное развитие регенерационных каемок кварца. Эти факторы несколько снижают пористость и в большей степени проницаемость пород. Межгранулярные поры имеют размер 0,06-0,30 мм. Открытая пористость составляет 15,0-20,2 %, проницаемость варьирует от 0,0630 до 0,4037 мкм².

Б. Песчаники крупно-среднезернистые и мелко-среднезернистые со средней и пониженной проницаемостью и низкими значениями ГК (см. рис. 2,г,д).

Несмотря на сходную гранулометрическую характеристику с песчаниками 1-го типа, данный подтип отличается более сильной цементацией за счет увеличения длинных контактов прямого прилегания и срастания зерен, появления конформных контактов, наростов и каемок регенерационного кварца. Диаметр пор достигает 0,4 мм. Открытая пористость колеблется от 16,5 до 19,0 %, проницаемость – от 0,0500 до 0,1962 мкм² .

3-й тип. Песчаники средне-мелкозернистые, с пониженной и низкой проницаемостью, со средними значениями ГК (см. рис. 2,е).

В отличие от 1-го и 2-го типов коллекторов содержание среднезернистой фракции уменьшается до 10-30 %. При этом увеличивается алевритовая примесь (до 10-15 %), а количество глинистого цемента является непостоянным, варьируя от 5 до 20 %. Соответственно ухудшается сортировка зерен (S₀ = 1,48-1,77). Количество зерен кварца, как правило, значительно ниже (25-36 %); многие зерна интенсивно корродированы. Увеличивается содержание полевых шпатов, большая часть которых в той или иной степени пелитизирована. Указанные особенности увеличивают удельную поверхность частиц и уменьшают проницаемость. Снижению проницаемости способствует и появление неяснослоистой текстуры, характерной для данного литотипа, а также более значительное развитие кварцевого цемента регенерации. Повышается роль контактов механического приспособления зерен, а на участках скопления зерен кварца – конформных контактов и срастания зерен. Присутствуют межгранулярные поры размером 0,05-0,2 мм, реже каверночки (до 0,6 мм). Открытая пористость варьирует от 12,0 до 19,5 %, проницаемость – от 0,0050 до 0,0917 мкм².

4-й тип. Песчаники мелкозернистые глинисто-алевритистые и алевритовые, с пониженной и низкой проницаемостью со средними значениями ГК (см. рис. 2,ж,з,и).

В отличие от предыдущих типов в этих породах отсутствует или очень незначительна среднезернистая примесь, увеличивается содержание алевритовой как крупно- , так и мелкозернистой фракции (15-30 %). Глинистый цемент составляет 15-20 %. Более отчетливо проявляется слоистость в связи с увеличением содержания и неравномерным распределением углистых включений и битуминозно-глинистого вещества. Содержание кварца не превышает 35 %; увеличивается примесь обломков эффузивных пород, листочков слюд. Преобладают прямые и конформные контакты. Степень цементации средняя. Присутствуют тонкие межгранулярные поры размером менее 0,1 мм. Открытая пористость составляет 12,0-19,0 %, проницаемость снижается до 0,0455-0,0004 мкм².

Перечисленные литологические особенности характерны для песчаников прибрежно-морского генезиса, которые обычно узкими полосами опоясывают плавно погружающиеся склоны унаследованных сводовых поднятий. Подобная тектоническая приуроченность, очевидно, и является причиной того, что породы-коллекторы 1-го и 2-го типов долгое время не были вскрыты бурением, сконцентрированным, как правило, на локальных поднятиях в пределах вершин и приподнятых склонов сводов. Считалось, что малоампитудные локальные поднятия, осложняющие погруженные склоны, не способны аккумулировать и сохранять залежи углеводородов. На Крапивинском месторождении по данным сейсморазведки (Славкин B.C., 1994) доказано наличие дизъюнктивных нарушений, которые наряду с частичным фациальным замещением пласта Ю₁^3-4 (а возможно, и стратиграфическим выклиниванием пласта Ю₁³) обеспечивают литолого-тектоническое экранирование залежей нефти. Это дает основание связывать перспективы поисков высокопродуктивных ловушек в коллекторах 1-го и 2-го типов с другими участками плавно погружающихся склонов Каймысовского свода. Прогноз ловушек в коллекторах нового типа необходимо осуществлять с ориентацией на погружающиеся склоны свода на основе генетической диагностики отложений и разработки зональной седиментационной модели в процессе комплексной интерпретации геолого-геофизических данных.

1. Леворсен А. Геология нефти и газа. -М.: Мир, 1970.
2. Смирнова Н.В., Якушев В.П. Свойства коллекторов песчаного типа на больших глубинах. - М : Недра, 1969.
3. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. -М.: Недра, 1973.

It was recognized that in the Krapivinskoe field the permeability of silty-sandy rocks of the Upper Jurassic stratum Ju₁^3-4 and the fluid output vary over a more wide range than this could be explained by variations in porosity and permeability values. The explanation of a wide range permeability variation was found in the course of detailed investigation of reservoir lithology by bore-hole core data (granulometric and petro-graphic analyses, microscope thin-section description, laboratory determination of reservoir properties) and by well-logging data. It has been proved that the main productivity is related to upper portion of the Uppervasyugan formation's subcoal deposits where the stratum Ju₁³ is distinguished. The article outlines four reservoir rocks types of the stratum Ju₁³ differing in grain-size distribution, permeability and in pattern of gamma-ray-logging diagrams. It was found out that reservoirs of the first and second type exhibit the highest permeability caused by their more coarse-grained composition, minor content of silty and clayey admixtures, good sorting, prevalence of quartz grains in composition of clastic materials, irregular texture, absence of regeneration quartz cement, comparatively low intensity of consolidation and cementation marked by the prevalence of contiguity contacts and straight grain adjoining under weak degree of grains intergrowth. Deterioration of permeability may be related to increase in silty and clayey material content; deterioration of sorting; increase in content of feldspars, micas, mica schists and clayey rocks fragments; thinly bedded texture; occurrence of quartz regeneration cements; pronounced rock consolidation due to increase in number of long straight contacts and grains intergrowth, appearance of conformal contacts. The reservoirs of 1 and 2 types are described for the first time as the major arenaceous varieties providing for unique fluid outputs (up to 316 cu m/daily).It's shown that they are confined to subsided slopes of the Kaimysovsky arch (and possibly also to other positive tectonic elements in the West Siberia) unsufficiently studied by deep drilling and that reveals new prospects to discover highly productive oil pools.

1-10 - литологические типы пород: 1-7 - песчаники(1 - крупно-среднезернистые, 2- среднезернистые, 3- средне-мелкозернистые, 4-средне-мелкозернистые глинисто-алевритистые и алевритовые, 5- мелкозернистые глинисто-алевритистые, 6- мелкозернистые алевритовые и глинисто-алевритовые, 7- алевритисто-глинистые), 8,9 - алевролиты (8 - песчаные, 9 - песчано-глинистые), 10- аргиллиты; 11- угли; 12-17 - гранулометрические фракции: 12-14 - песчаные (12 - крупнозернистые, 13- среднезернистые, 14- мелкозернистые), 15,16 - алевритовые(15 - крупнозернистые, 16- мелкозернистые), 17- глинистые; 18-21 - петрографический состав обломочной части: 18- кварц, 19- полевые шпаты, 20 - обломки горных пород, 21 - слюда

Рис.2. МИКРОСКОПИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ ПЕСЧАНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПЛАСТА Ю₁^3-4 (с анализатором, ув. 30)

а - 1-й тип, скв.208, глубина 2697,8-2701,8 м; песчаник среднезернистый с примесью крупно- и мелкозернистого материала, хорошо отсортированный, граувакк-полевошпат-кварцевый (кварц - 55 %), слабая степень цементации и срастания зерен; т - 20,4 %; П - 1,0764 мкм²;

б- 1-й тип, скв.208, глубина 2697,8-2701,8 м; песчаник среднезернистый с примесью мелкозернистого материала, хорошо отсортированный, граувакк-полевошпат-кварцевый (кварц - 50 %), слабая степень цементации и срастания зерен; т - 21,6 %;

в- 2-й тип А, скв. 203, глубина 2707,8-2715,2 м; песчаник средне-мелкозернистый, хорошо отсортированный, полевошпат-граувакк-кварцевый (кварц - 40 %), средняя степень цементации и слабая - срастания зерен; m - 17,0 %;

г - 2-й тип Б, скв. 201, глубина 2696,2-2701,5 м; песчаник крупно-среднезернистый, хорошо отсортированный, граувакк-полевошпат-кварцевый (кварц - 60 %); средняя степень цементации и срастания зерен; m- 18,5 %;П- 0,1962 мкм²;

д - 2-й тип Б, скв. 201, глубина 2192,0 м; песчаник мелко-среднезернистый, хорошо отсортированный, граувакк-полевошпат-кварцевый (кварц - 45 %), средняя степень цементации и срастания зерен; т - 16,1 %; П- 0,1279 мкм²;

е - 3-й тип, скв. 206, глубина 2742,0 м; песчаник средне-мелкозернистый, алеври-тистый, слабоглинистый, среднеотсортированный, граувакк-полевошпат-кварцевый (кварц - 35 %), средняя степень цементации и срастания зерен; m - 17,4 %; П - 0,0592 мкм²;

ж - 4-й тип, скв. 194, глубина 2701,5-2703,8 м; песчаник мелкозернистый, глинисто-алевритистый, отсортированный, полевошпат-кварц-граувакковый (кварц - 30 %), средняя степень цементации и срастания зерен; m - 12,0 %;

з - 4-й тип, скв. 210, глубина 2753 м; песчаник мелкозернистый, алевритовый с примесью среднезернистого материала, среднеотсортированный, полевошпат-кварц-граувакковый (кварц - 30 %), средняя степень цементации и срастания зерен; m- 13,8 %;

и - 4-й тип, скв. 192, глубина 2690,8 м; песчаник средне-мелкозернистый, алевритисто-глинистый, неяснослоистый, плохо отсортированный, полевошпат-кварц-граувакковый (кварц - 33 %), ориентированное расположение удлиненных обломков, средняя степень цементации и срастания зерен; m - 14,7 %; П - 0,0024 мкм².