НЕФТЕ- И ГАЗОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД
Породы-коллекторы в условиях естественного залегания содержат воду, нефть и газ. В водоносных коллекторах поровое пространство обычно полностью насыщено водой. Однако в отдельных геологических объектах наблюдается присутствие остаточной нефти, которое является следствием миграции нефти в расположенную поблизости ловушку, где сформировалась нефтяная залежь. В нефтеносном гидрофильном коллекторе поры насыщены нефтью и водой. Нефть занимает обычно межзерновые поры и каверны размером более 1 мкм и трещины раскрытостью больше 1 мкм; иногда возможно присутствие нефти в более мелких порах, кавернах и трещинах меньшей раскрытости. Вся поверхность минерального скелета покрыта пленкой воды. Вода заполняет оставшуюся часть объема пор, не занятую нефтью. Содержание нефти и воды в объеме пор характеризуют коэффициентами нефте- и водонасыщения--Кн, Кв, сумма которых равна 1. Если коллектор находится в зоне предельного насыщения ловушки нефтью, коэффициент нефтенасыщения соответствует выражению:
Кнпред = 1-Кв о.
В частично гидрофобном коллекторе часть поверхности твердой фазы занимают молекулы поверхностно-активных компонентов нефти, водная пленка на поверхности в этих участках отсутствует. Коэффициент нефтенасыщения частично гидрофобного коллектора при прочих равных условиях выше коэффициента нефтенасыщения того же коллектора при полной его гидрофильности.
Коэффициент нефтенасыщения крупных каверн и трещин большой раскрытости в зоне предельного нефтенасыщения принимают равным единице.
Газоносный коллектор также может быть частично гидрофобным. Наиболее вероятна частичная гидрофобность газоносного коллектора в следующих случаях: а) коллектор с высокими проницаемостью и пористостью и очень высоким значением г>0,95; б) коллектор содержит битум на поверхности твердой фазы.
При подсчете запасов нефти и газа для определения параметров Кн и Кг широко применяют методы ГИС, по данным которых определяют вначале Кв, а затем рассчитывают Кн или Кг.
В коллекторах с трехфазным насыщением, содержащих в порах нефть, газ и воду, находят раздельно коэффициенты нефте- и газонасыщения, учитывая, что их сумма равна единице.
ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ
Задача выделения коллекторов является составной частью задачи литологического расчленения, однако ввиду практической важности ее рассматривают как самостоятельную. Петрофизическая основа решения задачи--граничное значение Кп, Сгл и других параметров породы, характеризующее границу коллектор--неколлектор. Зная граничное значение Кпгр или Сглгр, проводят на диаграмме этого параметра, полученной для данного разреза способом кросс-плотов или каким-либо другим, линию, параллельную оси глубин, соответствующую Кпгр или Сглгр, после чего характеризуют его как коллектор или неколлектор.
Оценка характера насыщения коллектора и выделение продуктивного коллектора выполняются путем сравнения удельного сопротивления сп пласта-коллектора с его удельным сопротивлением свп при полном насыщении пластовой водой. Если сп < свп --коллектор водоносный; если сп > свп пласт содержит нефть или газ, но еще неизвестно, является ли он промышленно продуктивным. Пласт считают продуктивным при условии сп > спкр н, где спкр н --критическое удельное сопротивление рассматриваемого класса коллектора. Величину спкр н и соответствующее значение Рнкр н устанавливают с помощью зависимости Рн= f(Кв), в соответствии с величиной Квкр н, определенной путем анализа кривых относительной фазовой проницаемости для системы нефть--вода или газ--вода в зависимости от того, чем насыщен коллектор.
Глава 2. Краткая характеристика геологического разреза и пласта Ю1
Залежь нефти на Крапивинском месторождении приурочена к платсу Ю1 васюганской свиты. Основные запасы связаны с верхнеюрским пластомЮ13-4 (подугольная часть верхневасюганской подсвиты). В пределах месторождения пробурено 28 поисковых и разведочных скважин, 17 из которых дали притоки нефти. При изучении параметров пористости, эффективной мощности и дебита мы можем наблюдать заметные колебания. 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). Оказалось, что колебания дебитов скважин при установленном несоответствии с емкостными параметрами продуктивной пачки вполне отвечают изменчивости проницаемости коллекторов пласта Ю13. 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.
Рис.1. Геофизическая, петрофизическая и литологическая характеристики песчаных пород-коллекторов разных типов
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.
Стратиграфия и фациальные особенности формирования Горизонта Ю1 юго-восточной части Каймысовского свода.
Стратиграфическое расчленение разреза юго-восточной части Каймысовского свода (район Крапивинского нефтяного месторождения) осуществлено по данным глубоких скважин с использованием ископаемых остатков фауны и флоры, стандартного каротажа (ПС -- поляризации собственной, КС -- кажущегося сопротивления) и региональных корреляционных схем.
Объектом изучения является горизонт Ю1 васюганской свиты келловей-оксфордского ярусов верхней юры (J3к-оvs).
Свита названа по р. Васюган на Западно-Сибирской равнине. Выделена В. Я. Шерихорой в 1961г. и входит в полуденную серию. Мощность свиты от 40 до 110 м. Свита содержит аммониты рода Quenstedticeras, фораминиферы видов Recurvoides scherkalyensis Lev., Recurvoides singularis Lutova, Ammobaculites tobolskensis Levina, Globulina alexandrae Dain; отпечатки мелких раковин брахиопод; отпечатки двустворок и белемнитов; пыльцу Classopollis, двухмешковую пыльцу хвойных растений, пыльцу Eucommiidites, Caytonia (Vitreispotes), споры тропических папоротников Motomisporifes phlebopteroites, Dipteridaceae, редкие остатки Yleichenia и др. (по материалам О. Н. Костеши). Отложения васюганской свиты согласно залегают на отложениях тюменской и вскрыты всеми скважинами описываемой территории. Свита четко выделяется в разрезах изучаемых скважин, хорошо прослеживается по латерали и подразделяется на две подсвиты, сложенные разнофациальными (преимущественно морскими) отложениями, сформировавшимися в процессе двух трансгрессий - келловейской (нижневасюганская подсвита), позднеоксфордской части верхнеюрско-валанжинской (верхневасюганская подсвита) -- и кратковременного периода континентального режима осадконакопления между ними.
Нижневасюганская подсвита сложена относительно глубоководно-морскими глинистыми породами - аргиллитами темно-серыми, буровато-серыми с редкими, тонкими прослойками светло-серых алевролитов. Она хорошо выдержана по простиранию, мощность ее около 35 м. Это время наступления моря на сушу. Судя по литологическому составу и органическим остаткам (отпечатки раковин аммонитов, комплексы фораминифер Recurvoides scherkalyensis, Recurvoides singularis; споро-пыльцевые комплексы хорошей сохранности), проводя аналогию с современными морскими бассейнами, можно сделать предположение, что эта область относительно глубоководного шельфа.
Верхневасюганская подсвита преимущественно песчанистая содержит комплексы фораминифер Ammobaculites tobolskensis, Globulina alexandrae, отпечатки раковин брахиопод, двустворок плохой сохранности, палинокомплексы, видовой состав которых унаследован от келловейской флоры, но с уменьшением их количества и плохой сохранностью. Эти данные свидетельствует о существовании в то время мелководного морского бассейна. Подсвита представляет собой региональный нефтегазоносный горизонт Ю1, являющийся основным продуктивным объектом практически на всех месторождениях Томской области. В объеме горизонта на территории исследования выделяются пласты Ю11, Ю12, Ю1М и Ю13, каждый из которых продуктивен в той или иной скважине. Мощность подсвиты составляет около 65-70 м.
Пласт Ю13 образовался при слабой регрессии морского бассейна в прибрежно-морских условиях (по аналогии с современными морскими бассейнами, это область мелководного шельфа) -- крупный палеодельтовый комплекс. Об этом свидетельствуют остатки растительного детрита, которые вероятно были снесены речными потоками с близлежащей суши, зерна хлорита, остатки морской фауны плохой сохранности и форма кривой ПС (скв. 10P, 26Р, 25Р, 30Р Двуреченского и скв. 216Р, 214Р, 102 Крапивинского месторождений). Пласт Ю13 имеет в целом нехарактерны для юрских коллекторов Томской области аномально высокие фильтрационно-емкостные характеристики, по которым разделяется на две пачки: низкопроницаемую пачку Б, представляющую собой собственно дельтовые отложения и высокопроницаемую пачку А -- отложения баров. Пачка Б образовалась при спокойном гидродинамическом режиме и быстром процессе седиментации, при котором шла слабая проработка обломочного материала; отсюда и ухудшение коллекторных свойств. Об этом свидетельствуют неполная углефикация и хорошая сохранность растительных остатков, высокое содержание глинистого цемента в песчаниках. Пачка А, наоборот, образовалась при интенсивной проработке материала вследствие высокой гидродинамической активности среды седиментации; отсюда и повышенные фильтрационно-емкостные характеристики.
Выше по разрезу залегает межугольная ритмотолща (пласт Ю1М), которая сверху и снизу ограничена угольными пластами (углистыми аргиллитами). Отложения пласта сформировались в период континентального режима региона.
Верхнюю часть горизонта Ю1 составляет надугольная толща (пласты Ю12, Ю11), сформировавшаяся в период трансгрессии моря и представленная морскими фациями. Об этом свидетельствует литологический состав (породы, представленные переслаиваемыми аргиллитами темно-серыми, плитчатыми с редкими включениями пирита и песчаниками серыми мелкозернистыми неслоистыми глинистыми; алевролитами серыми с голубоватым оттенком, участками известковистыми с глауконитом), остатки морской фауны (отпечатки белемнитов) и форма кривой ПС.
Страницы: 1, 2, 3
