levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

М.В. Дахнова, Е.С. Назарова,  (ВНИГНИ)

В.С. Славкин, В.Н. Колосков, А.Д. Алексеев,  (ЗАО “МиМГО” им. В.А.Двуреченского)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2007-6
 
 

 

Баженовская свита Западной Сибири является не только богатейшей нефтематеринской толщей, но и перспективным нефтегазоносным комплексом, из которого на отдельных месторождениях ведется добыча нефти, пока, правда, в небольших объемах. Широкомасштабное освоение баженовских залежей тормозится отсутствием адекватных моделей их строения. Создание таких моделей требует привлечения широкого комплекса различных видов изучения этого уникального объекта. В их число обязательно должны входить геохимические методы исследования, поскольку только они позволяют получать прямую информацию о количестве и составе ОВ, в том числе и нефти, в различных типах пород и интервалах разреза. Без такой информации построение обоснованных моделей нефтенасыщения резервуаров проблематично.

В настоящей статье обсуждаются результаты моделирования залежей нефти в нижнетутлеймской подсвите (аналог баженовской свиты на западе Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна) в пределах Средне-Назымского и Галяновского участков, находящихся в ведении ОАО “РИТЭК”. Актуальность исследований определяется тем, что ОАО “РИТЭК” не только добывает здесь нефть в рамках ОПЭ, но и ведет обширный комплекс исследовательских работ.

К числу центральных задач освоения залежей нефти в баженовской свите, решению которых могут способствовать геохимические методы, относятся:

  1. – идентификация “работающих” интервалов разреза, а в более широком смысле – коллекторов;
  2. – определение пространственной распространенности нефтенасыщенных тел, развития коллекторов, их сообщаемости и способности создавать единую флюидодинамическую систему.

В работе [2] с помощью промыслово-геофизических исследований было показано, что продуктивность скважин из нижнетутлеймской подсвиты обусловлена наличием и числом плотных карбонатизированных трещиноватых пропластков, которые одновременно являются основным вместилищем нефти. Причем авторы подчеркивают, что это утверждение построено на материалах Галяновского и Средне-Назымского участков. Однако главные, прямые подтверждения указанных тезисов (коллекторами являются плотные карбонатизированные трещиноватые пропластки) могут дать только геохимические исследования.

Для решения первой задачи (идентификация “работающих” интервалов разреза) объектами геохимических исследований были образцы керна из разных интервалов разреза отложений нижнетутлеймской подсвиты в одной из продуктивных скважин (42) Галяновского месторождения.

Необходимо отметить, что отбор образцов и геохимические исследования проводились до выделения интервалов плотных карбонатизированных трещиноватых пропластков по ГИС. Это позволило обеспечить независимость геохимических и промыслово-геофизических исследований, что имеет большое значение для дальнейшей оценки сходимости результатов различных методов.

По образцам керна определялось содержание Сорг и хлороформенного битумоида (ХБ) в породах стандартными методами и проводился анализ пород методом Rock-Eval.

Результаты геохимических анализов показали очень неравномерное распределение различных компонентов ОВ по разрезу (табл. 1). Самой высокой концентрацией свободных УВ характеризуются образцы 3, 4, представленные породами преимущественно карбонатного состава – нерастворимый в 10%-й HCl остаток породы (НОП) составляет менее 30 %. В этих образцах по данным Rock-Eval содержание свободных УВ (S1) достигает 20-35 мг/г породы, что в несколько раз превышает этот показатель (3-8 мг УВ/г породы) в других более глинистых (НОП 40-50 %) разностях пород (образцы 1, 2, 5).

Образцы 3, 4 выделяются среди остальных из той же скважины более высоким содержанием хлороформенного битумоида (ХБ – 2,0-3,0 % против 0,7-1,0 %) и гораздо большим значением битумоидного коэффициента (хл – 70-82 % против 10-18 %). Доля свободных УВ в ОВ в образцах 3, 4 (S1орг), а также доля S1 на S1+S2) на порядок выше, чем в других образцах (см. табл. 1).

Таблица 1.

Результаты геохимических анализов образцов керна скв. 42-Галяновская.


Номер образца


Интервал глубины отбора, м


Место
отбора
образца


Стадия исследования


Содержание, %


bхл, %


S1


S2


Тмах, оС


S1орг


S1/(S1+S2)

НОП

Сорг

ХБ

мг УВ/г породы

1 керн 1

2652-2664

3,10 м
от верха

До
экстракции

50,0

10,7

1,110

10,4

7,62

43,62

443,6

0,71

0,15

2 керн 1

2652-2664

10,70 м
от верха

"

39,0

5,0

1,000

20,0

3,71

12,91

440,1

0,74

0,22

3 керн 2

2667-2673

1,43 м
от верха

"

23,8

3,0

2,100

70,0

21,33

9,72

435,1

7,11

0,69

4 керн 2

2667-2673

1,70 м
от верха

"

32,0

3,4

2,770

81,5

34,83

8,89

433,9

10,24

0,80

5 керн 2

2667-2673

Конец
интервала

"

51,1

3,8

0,673

17,7

3,38

7,11

445,5

0,89

0,32

 

Повторный анализ пород из скв. 42 методом Rock-Eval, проведенный после экстракции битумоидов, показал резкое уменьшение (на 70-75 %) значения S2 в образцах 3, 4, в то время как в других более глинистых разностях уменьшение S2 составляет около 20 % (табл. 2). Это свидетельствует о том, что в образцах 3, 4 основной вклад в S2 дает не кероген автохтонного ОВ, а высокомолекулярные компоненты нефти. Другими словами, ОВ в образцах 3 и 4 практически полностью представлено нефтью. В составе этой нефти, судя по высоким значениям отношений S1орг и S1/(S1+S2), значительно преобладают относительно низкомолекулярные, наиболее миграционно способные компоненты (см. табл. 1). В противоположность этому, в образцах 1, 2 и 5 содержится в основном автохтонное ОВ, о чем свидетельствуют невысокие значения хл, значительное преобладание S2 над S1, относительно низкие значения отношений S1орг и S1/(S1+S2), заметно более высокие Тмах (примерно на 10 оС) по сравнению с породами нефтенасыщенных образцов (см. табл. 1), а также незначительное уменьшение S2 при повторном анализе пород методом Rock-Eval после экстракции (см. табл. 2). По рассмотренным характеристикам образцы 1, 2, 5 представляют нефтематеринские породы исследуемой толщи.

Таблица 2.

Сравнение значений S2 для образцов керна скв. 42-Галяновская, полученных до и после экстракции.


Номер
образца


Интервал
глубины
отбора, м


Место
отбора
образца


До
экстракции


После
экстракции


DS2*

S2,  мг УВ/г породы

мг/г

% от S2
до экстракции

1 керн 1

2652-2664

3,10 м от верха

43,62

33,83

9,8

22,5

2 керн 1

2652-2664

10,70 м от верха

12,91

10,74

2,2

17,0

3 керн 2

2667-2673

1,43 м от верха

9,72

2,78

6,9

71,4

4 керн 2

2667-2673

1,70 м от верха

8,89

2,27

6,6

74,5

5 керн 2

2667-2673

Конец интервала

7,11

5,41

1,7

23,9

* DS2 = S2 до экстракции  - S2 после экстракции.

Полученные результаты полностью подтверждают наше представление о том, что при добыче нефти из баженовской свиты притоки дают содержащиеся в материнской толще прослои пород коллекторов, которые на западе Широтного Приобъя сложены плотными карбонатными разностями, характеризующимися повышенной трещиноватостью [2].

Решение первой из поставленных в статье задач по идентификации “работающих” интервалов само по себе немаловажно, однако для понимания процессов, происходящих при разработке залежей нефти, аккумулированной в нижнетутлеймских плотных карбонатизированных трещиноватых пропластках, необходимо решение второй задачи по прогнозу их пространственной протяженности, корреляции и флюидосообщаемости в межскважинном пространстве.

 

Рис. 1. ФРАГМЕНТ КАРТЫ ТИПОВ РАЗРЕЗА В ПРЕДЕЛАХ СРЕДНЕ-НАЗЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Зоны развития типов разрезов по данным сейсмического прогноза: 1 – I, 2 – II, 3 – III; 4 – граница Средне-Назымского лицензионного участка;
5 – скважины: а – разведочные, б – из которых отобраны образцы нефтей

 
 

Рис. 2. ФРАГМЕНТЫ ХРОМАТОГРАММ С ВЫБРАННЫМИ ПАРАМИ ПИКОВ
А – интервал н-C7-н-C10, Б – интервал н-C10-н-C14, В – интервал н-C14-н-C20;
арабские цифры – номера лучей на звездных диаграммах на рис. 3

 

Успехи сейсмических технологий позволили делать прогноз коллекторов баженовской свиты в межскважинном пространстве [1, 2]. Фрагмент прогнозной карты для Средне-Назымского месторождения дан на рис. 1. Зоны развития разрезов нижнетутлеймской подсвиты с увеличенными толщинами и емкостью пустотного пространства плотных карбонатизированных трещиноватых пропластков при применении прогрессивных инновационных технологий способны обеспечить в среднем рентабельную добычу нефти. С большой натяжкой можно рассматривать пятна развития I типа разреза как аналог залежей нефти в резервуарах привычного типа.

Однако сейсмический прогноз не позволяет ответить на вопрос, сообщаются ли пропластки коллекторов? Не имеют ли залежи линзовидное, гнездообразное строение? На эти вопросы дает ответ анализ нефтей с использованием одного из методов резервуарной геохимии [3], широко применяемого западными нефтяными компаниями при решении задач, связанных с разведкой и разработкой залежей, в частности для определения протяженности резервуаров, оценки их вертикальной и горизонтальной флюидосообщаемости и др. В основе метода лежат анализ вариаций в индивидуальном УВ-составе нефтей и их сравнение по специфическим показателям, представляющим собой значения отношений высот выбранных пар хроматографических пиков (рис. 2). Результаты геохимических анализов представляются в виде звездных диаграмм, на лучах которых откладываются значения полученных параметров. Звездные диаграммы наглядно иллюстрируют сходство или различие сравниваемых образцов (рис. 3 см. на цветной вкладке). Эмпирически установлено, что в едином хорошо сообщающемся резервуаре звездные диаграммы нефтей практически идентичны, в то время как для нефтей из разобщенных резервуаров они существенно различаются.

Геохимические анализы проводились на хроматографе НР-5890. Каждый образец анализировался трижды. Воспроизводимость анализов варьировала в пределах 2-3 %.

Для получения информации об особенностях строения залежей в верхнеюрских отложениях изучаемого района геохимическим методом было исследовано четыре образца нефти (скв. 215, 219, 220, 228) Средне-Назымского и три образца (скв. Р-39, Р-41 и Р-2631) Галяновского месторождений.

Звездные диаграммы нефтей, построенные по значениям отношений высот пар хроматографических пиков, выбранных на хроматограммах в диапазонах н7-н10, н10-н14 и н14-н20 (в более высокомолекулярной области хроматограмм подходящие пики отсутствуют). Звездные диаграммы нефтей из скважин одноименных месторождений практически идентичны, в то время как для нефтей из разных месторождений они явно различаются (см. рис.3).

 

Рис. 3. ЗВЕЗДНЫЕ ДИАГРАММЫ НЕФТЕЙ
Месторождения: А – Галяновское (скважины: 1 – Р-39; 2 – P-41; 3 – P-2631),  Б – Средне-Назымское
(скважины: 1 – 215; 2 – 219; 3 – 220; 4 – 228),  В – Галяновское и Средне-Назымское (все изученные скважины);
на лучах звездных диаграмм отложены значения отношений выбранных пар хроматографических пиков (см. рис. 2)

 

В соответствии с использованным методом это можно рассматривать как свидетельство хорошей флюидосообщаемости пород-коллекторов в пределах каждого из изученных участков и отсутствия сообщаемости между Средне-Назымским и Галяновским лицензионными участками.

Из полученных геохимических данных следует, что в испытанных скважинах и на Средне-Назымском и на Галяновском месторождениях притоки нефти получены не из отдельных изолированных пропластков или линзочек, а из относительно протяженных геологических тел. Нефтенасыщенные пласты в пределах этих тел сообщаются между собой, т.е. образуют единые флюидодинамические системы. Площадь распространения однотипных (по рассмотренным показателям) нефтей в пределах Средне-Назымского месторождения охватывает значительную часть поля распространения I типа разреза отложений нижнетутлеймской подсвиты, выделенного нами по данным сейсморазведки (см. рис. 1 на цветной вкладке) [1]. Об этом свидетельствуют результаты анализов нефтей в изученных скважинах. Нельзя исключить, что площадь распространения единой флюидодинамической системы охватывает все поле распространения отложений с I типом разреза.

Полученные результаты предварительные и для надежных всесторонне обоснованных заключений необходимо усиление роли и объемов геохимических исследований при разведке и освоении залежей в отложениях баженовской свиты (нижнетутлеймской подсвиты).

В заключение еще раз следует подчеркнуть, что эффективное использование геохимических методов в практических целях возможно только при их разумном сочетании с другими видами исследований, т.е. в общем комплексе работ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Славкин В.С. Некоторые аспекты геологического строения и перспектив нефтеносности баженовской свиты на западе Широтного Приобья / В.С.Славкин, А.Д.Алексеев, В.Н.Колосков // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 8.
2. Славкин В.С. Прогноз коллекторов в баженовской свите “классического типа” по данным интегрированной интерпретации материалов сейсморазведки и бурения / В.С.Славкин, Н.С.Шик, И.А.Никульшин, Е.А.Давыдова, Н.Ю.Холмянская, И.М.Кос // Геология нефти и газа. – 2003. – № 3.
3. Kaufman R.L. A new technique for the analysis of commingled oils and its application to production allocation calculations / R.L.Kaufman, A.S.Ahmed, W.B.Hempkins // Proceedings Indonezian Petroleum Association. – 16th Annual Convention. – 1987.


©  М.В. Дахнова, Е.С. Назарова, В.С. Славкин, В.Н. Колосков, А.Д. Алексеев, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2007-6.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� Rambler's Top100 �������@Mail.ru