Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Краткий геологический очерк территории исследования . 10
1.1. Тектоника 10
1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 19
1.3. Геологическое строение и нефтеносность баженовской свиты изучаемой территории 29
ГЛАВА 2. История и современное состояние вопросов изучения баженовской свиты 47
2.1. Общие сведения 47
2.2. Вопросы изучения коллекторов баженовской свиты 51
2.3. Некоторые результаты опытно-промышленной разработки Га-ляновского и Средне Назымского месторождений 73
ГЛАВА 3. Коллекторы нефти в разрезе баженовской свиты на западе Широтного Приобья 78
3.1. Каротажные признаки интервалов притока 79
3.2. Литологический состав интервалов притока 84
3.3. Выделение коллекторов с использованием результатов геохимических исследований керна 97
3.4. Интерпретация данных геофизических исследований скважин с целью выделения коллекторов 101
3.5. Оценка свойств коллекторов по геофизическим данным 111
ГЛАВА 4. Прогноз зон развития коллекторов баженовской свиты в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки 122
4.1. Общие сведения об использованных технологиях 123
4.2. Методика проведения и результаты 132
4.3. Идентификация гидродинамической связи полей нефтеносности 140
ГЛАВА 5. Построение моделей залежей нефти в отложениях баженов-ской свиты Галяновского и Средне-Назымского месторождений 151
5.1. Методика построений 151
5.2. Оценка подтверждаемое построенных моделей 163
Заключение 167
Литература 175
Введение к работе
Общая характеристика работы Актуальность работы
Растущий спрос на нефть и практическая истощенность легкодоступных запасов заставляют искать новые резервы их прироста. В этой связи растет внимание исследователей к запасам нефти в так называемых нетрадиционных коллекторах, которые развиты и в баженовской свите Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗС НГБ).
Под руководством И.И. Нестерова отечественные геологи-нефтяники ещё в 70-х годах прошлого столетия сформулировали двуединую сущность баженовской свиты, которая, с одной стороны, является главной нефтематерипской свитой ЗС НГБ, а с другой стороны, способна (при определенных условиях) формировать заполненные нефтью коллекторы с фильтрациошю-емкостными свойствами (ФЕС), обеспечивающими дебиты в сотни кубометров нефти в сутки при вполне обычных конструкциях скважин [36, 57, 58].
На наиболее изученном Салымском месторождении залежи нефти баженовской свиты, по мнению ряда исследователей [31, 32, 33, 75], аккумулированы в коллекторах в виде прерывистых пропластков, групп пропластков и линзовидных образований внутри преимущественно непроницаемой битуминозной породы. Залежи нефти не контролируются структурным фактором, не имеют ни краевых, пи подошвенных, ни поровых вод и приурочены к резервуарам с особым типом коллектора, характерным только для пефтематерииских толщ, названных — баженитом [57, 58, 59, 60]. Баженит — порода с микролипзами органического вещества и полостями с гидродинамической связью между собой, которая контролируется аномально высоким пластовым давлением (АВПД). При стравливании АВПД гидродинамическая связь пропадает и фильтрация прекращается.
По мере развития геологоразведочного процесса стали выявляться и другие типы нефтеносности баженовской свиты. В последние годы нефтепроявления из баженовской свиты выявлены на десятках площадей ЗС НГБ, включая месторождения, расположенные на западе Широтного Приобья, такие как Средне-Назымское, Галянов-
ское, Большое, Ольховское, Апрельское, Центральное и др. В этом районе большинством исследователей (Ю.В. Брадучан, Ф.Г. Гурари, В.А. Захаров, А.А. Нежданов, А.П. Соколовский и др.) баженовская свита отождествляется с отложениями ниэ/с-нетутлеймской подсвитм тутлеймской свиты. Поскольку это название получило широкое распространение, то далее по тексту для отложений баженовской свиты на западе Широтного Приобья оба названия будут использоваться как синонимы.
Существует множество различных оценок ресурсной базы баженовской свиты — от первых десятков до сотен миллиардов тонн. Такой разброс связан с неопределенностями идентификации пласта-коллектора в разрезах скважин и распространения зон развития коллекторов по площади. Но большинство исследователей сходится во мнении, что запасы нефти, аккумулированные в отложениях баженовской свиты, огромны.
Из-за отсутствия надежных признаков коллекторов в разрезах скважин, сильной латеральной изменчивости отложений, отсутствия структурного контроля залежей поиски и разведка залежей нефти, приуроченных к баженовской свите, требуют использования инновационных подходов. По существу, для этих отложений задача поисков и разведки залежей нефти сводится к идентификации коллекторов в разрезе скважин и определения зон их развития в межскважинпом пространстве. Идея простая — если есть коллекторы, то есть и залежь нефти.
Несмотря на огромный нефтеносный потенциал и доказанную продуктивность, в настоящее время геологические риски поисков и разведки залежей нефти в баженовской свите остаются очень высокими. Коэффициент успешности бурения на наиболее изученном Салымском месторождении не превышает 0,15 [65]. По мнению автора, это связано с отсутствием эффективной научно обоснованной методики изучения природных резервуаров баженовской свиты, учитывающей индивидуальные особенности коллекторов в различных районах.
Целью работы являлось познание принципиальных особенностей строения нефтяных природных резервуаров в баженовской свите на западе Широтного Приобья и подготовка рекомендаций по освоению открытых месторождений. Основными задачами исследований являлись:
1. Анализ и обобщение литературных и фондовых источников о геологическом
строении баженовской свиты на изучаемой территории.
Анализ и увязка фактических данных геофизических, лабораторных (геохимических, литологических) и геолого-промысловых исследований по изучению баженовской свиты.
Выработка методов выявления коллекторов в разрезе баженовской свиты месторождений запада Широтного Приобья на основе сопоставления данных геофизических исследований скважин (ГИС) в открытом стволе с промысловыми методами ГИС (комплекса «приток-состав»), а также оценка фильтрациопно-емкостпых свойств коллекторов по данным геофизических исследований скважин.
Интерпретация результатов химико-битуминологического изучения и метода Rock-Eval исследований керна для выявления геохимических особенностей отдельных интервалов разреза.
Определение минералогического состава образцов керна методами рентгено-структурного анализа и петрографическим исследованием в прозрачных шлифах.
Выявление контуров промыгаленпо значимых залежей нефти в баженовской свите на территории западной части Широтного Приобья по динамической интерпретации данных сейсморазведки.
Определение гидродинамической связи между скважинами, пробуренными на территории исследования, с целью оценки протяженности резервуаров, приуроченных к баженовской свите.
Выработка рекомендаций по разведке, эксплуатационному бурению, способу освоения скважин и оптимальному комплексу исследований для отложений баженовской свиты на западе Широтного Приобья.
Научная новизна
Впервые установлено, что коллекторами в отложениях баженовской свиты на западе Широтного Приобья являются плотные высокоскоростные прослои с преимущественно трещинно-каверновым типом пустотности, в отличие от баженовской свиты Салымского месторождения, в которой коллекторы представлены баженитом — микрослоистыми, листоватыми аргиллитами с межслоевой пустотностью.
Впервые предложена методика выделения коллекторов и оценки их трещишю-каверновой пустотности, основанная на анализе амплитуд (приращений относительно вмещающих отложений) показаний нейтронного и нлотностного (акустического) каротажей в плотных высокоскоростных прослоях. Разработанная на примере бажеповских отложений запада Широтного Приобья методика равно одинаково позволяет выделять коллекторы и оценивать их пустотность как в новых, так и в старых скважинах.
Впервые установлено, что притоки нефти из отложений баженовской свиты на западе Широтного Приобья получены из протяженных и гидродинамически связанных геологических тел, допускающих полноценную эффективную разработку, а не из серии прерывистых пропластков или линзовидных образований как на Салымском месторождении.
Впервые для баженовской свиты западной части Широтного Приобья доказана эффективность сейсмогеологического прогноза коллекторов в межскважинном пространстве, основанного на динамической интерпретации данных сейсморазведки.
Защищаемые положения
1. Коллекторы баженовской свиты на западе Широтного Приобья представлены плотными высокоскоростными карбонатными и кремнистыми прослоями с преимущественно трещишю-каверновым типом пустотности и жестким минеральным скелетом, что обеспечивает возможность их долговременной эксплуатации
со стабильными рентабельными дсбитами с применением механизированной добычи нефти, в отличие от «классической» нефтеносной баженовской свиты са-
лымского типа.
Предложенный автором способ выделения коллекторов в отложениях баженовской свиты и оценки их емкости, основанный па анализе амплитуд приращений показаний нейтронного и плотпостного (акустического) каротажей в плотных высокоскоростных прослоях, является достоверным и высокоэффективным.
В пределах западной части Широтного Приобья нефтенасыщенные коллекторы баженовской свиты представляют собой выдержанные обширные гидродинамически связанные системы.
Примененные автором подходы к выделению коллекторов в разрезах скважин, прогноза зон их развития в межскважинном пространстве, оценки протяженности и гидродинамической связанности коллекторов позволяют значительно снизить риски при освоении месторождений нефти, приуроченных к баженовской свите запада Широтного Приобья.
Реализация результатов исследования и практическое значение работы
Результаты исследований и рекомендуемые направления работ переданы нефтяной компании ОАО «РИТЭК» в виде рекомендаций, схем, карт и разрезов, составленных автором или при его непосредственном участии. Обоснованы конкретные рекомендации на поиски залежей нефти в баженовской свите, способов вскрытия продуктивных пластов и интенсификации притоков. С использованием результатов выполненных исследований в настоящее время осуществляется промышленная эксплуатация Галяновского и Средне-Назымского нефтяных месторождений. Пробурено 11 новых скважин, которые подтвердили результаты прогноза коллекторов в межскважинном пространстве. С использованием рекомендаций диссертанта испытаны неопробованные ранее отложения баженовской свиты в трех разведочных скважинах старого фонда, пробуренных более 20-ти лет назад. Во всех трех скважинах получены промышленные дебиты. Проведены успешные опробования отложений баженовской свиты в двух скважинах Апрельского месторождения, в результате которых получе-
иы дебиты нефти до 12 т/сут. Апробация работы и публикации
Основные результаты исследований обсуждались на заседаниях научно-технического совета ЗАО «Моделирование и мониторинг геологических объектов им. В.А.Дву-реченского» (ЗАО «МиМГО»), докладывались на международной конференции геофизиков и геологов (г.Тюмень, 2007). Результаты проведенных исследований по теме диссертации опубликованы в трех статьях, изданных в ведущих рецензируемых научных журналах и изданий из перечня ВАК, в двух патентах и изложены в отчетах по научно-производственным работам ЗАО «МиМГО». Основные аспекты выдвигаемых концепций обсуждались с одним из основателей учения о нефтеносности ба-женовской свиты акад. РАН И.И. Нестеровым и прошли экспертизу в Центральной Геофизической Экспедиции с целью выработки временного методического руководства по оценке запасов нефти в баженовской свите изучаемых территорий с дальнейшим прохождением через директивные органы по надзору за недрами. Получено положительное решение Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам (Роспатент) на заявку о патентовании разработанных способов разведки (заявка №2008130973/28(038538)). Фактический материал
В диссертационной работе использованы геолого-промысловые данные и материалы ГИС, макроописания керна по более чем 50-ти поисковым, разведочным и эксплуатационным скважинам Галяновского, Средие-Назымского, Апрельского, Большого, Ольховского и Центрального месторождений; стандартные лабораторные исследования более 240 образцов керна из 15-ти скважин; геохимические исследования керна методом Rock-Eval по 230-ти образцам из 8-ми скважин; минералогические исследования методом рентгено-структуриого анализа более 200 образцов керна из 8-ми скважин, описания более 200 петрографических шлифов из 8-ми скважин, геохимические исследования иефтей по 17-ти скважинам, а также результаты специальной обработки и интерпретации свыше 1800 пог.км сейсморазведки МОГТ.
В основу диссертационной работы положены преимущественно материалы последних лет, накопленные благодаря активной научной и производственной деятельности открытого акционерного общества «Российская инновационная топливно-
энергетическая компания» (ОАО «РИТЭК»).
Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из 5-ти глав и содержит 185 страниц текста, иллюстрирована 50-ю рисунками и имеет 7 таблиц. Список использованной литературы насчитывает 90 наименований.
Автор особенно благодарен д.г.-м.н., проф. М.В. Дахновой (ВНИГНИ) за возможность участвовать в интерпретации геохимических исследований керна и нефтей, а также за ценные советы при написании диссертации.
Автор выражает горячую благодарность всему коллективу ЗАО «МиМГО» за помощь в проведении научно-исследовательских работ, в особенности к.г.-м.н. В.Н. Колоскову, к.г.-м.н. С.С. Гаврилову, к.г.-м.н. А.А.Гусейнову, В.Д. Немовой за ценные советы при написании диссертации и корректировки общей схемы работы.
Автор также благодарен сотруднику кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова к.т.н. Г.А. Калмыкову за критические замечания, которые позволили устранить ряд существенных недочетов и улучшить настоящую работу в целом.
Тектоника
Изучение структурных форм геологических тел и условий их залегания является важнейшим инструментом при поисках и разведке нефти и газа.
Тектоническое строение Западной Сибири наиболее полно освещено в работах B.C. Бочкарева, Г.Ш. Гиршгорна, Ф.Г. Гурари, О.Г. Жеро, А.Э. Конторовича, В.А. Конторовича, В.П. Маркевича, И.И. Нестерова, Н.Н. Ростовцева, М.Я. Рудкевича, B.C. Суркова, В.И. Шпильмана и других.
Традиционно для Западной Сибири выделяют три структурных этажа. Нижний, протерозойско-триасовый этаж (фундамент) является сложной гетерогенной структурой — результатом длительного, многоступенчатого закрытия Уральского и Палео-Азиатского океанов. Средний — пермско-триасовый этаж представляет собой переходный комплекс отложений различной мощности, заполняющих наиболее погруженные участки палеорельефа. Верхний — мезозойско-кайнозойский этаж;, представляющий собой единый структурный комплекс осадочного чехла, в пределах которого обособляются разнообразные структурно-морфологические элементы: валы, поднятия, моноклинали и т.д.
Основополагающую роль в строении Западной Сибири сыграли геодииамиче-ские особенности развития территории. Изучением геодинамики и палеогеодинамики Западно-Сибирского НГБ в разные годы занимались СВ. Аплонов, А.А. Бакиров, С.Л. Беляков, B.C. Бочкарев, О.Г. Жеро, А.Н. Золотов, Л. П. Зоненштайн, К.А. Кле-щев, М.И. Кузьмин, П.К. Куликов, Е.В. Кучерук, А.Э.Конторович, К.И. Микулеико, М.Я. Рудкевич, В.С.Староселыюв, B.C. Сурков, Д.Ф. Уманцев, Ф.З. Хафизов, B.C. Шеин и др.
В формировании Западно-Сибирского бассейна выделяются два цикла геодинамической эволюции: рифейско-палсозойский и мезозойско-кайнозойский [6, 7, 11, 45, 48].
В рифейско-палеозойский цикл происходило формирование нижнего структурно го этажа — фундамента.
В палеозое после сближения трех крупных континентов (Сибирского, Казахского и Восточно-Европейского) на месте Западной Сибири существовали два литосфер-ных блока - Уренгойский с дорифейским кристаллическим основанием и Сургутский, состоящий из ряда микроконтинентов, соединяющихся по сильно дислоцированным шовным зонам. На краях указанных блоков накапливались пассивноокраинные комплексы пород.
В позднем палеозое произошла коллизия Казахского, Сибирского и Евроамери-капского континентов. Это привело к образованию орогенной системы и последующей её эрозии.
В результате такой сложной геодинамической эволюции сформировался гетерогенный фундамент Западной Сибири, включающий в себя блоки карельского, байкальского, салаирского, каледонского и герцинского возраста [15, 17, 51, 63, 66, 76]. Байкальский фундамент, включающий Надояхский и ряд других блоков карельского возраста, развит в восточной, приеписейской, части плиты и па севере Западной Сибири. Фундамент в блоках салаирского (Приалтаесаянский) и каледонского (Приказахстанский) возраста развит в южной части Западно-Сибирской плиты. Гер-цинский фундамент на западе плиты связан с восточным погружением Уральской складчатой системы. В центре плиты располагается Центрально-Западносибирская зона герцинид, включающая отдельные более древние блоки (Хантымансийский и др.), в той или иной степени переработанные герцинской складчатостью.
В свете исследований по глобальной тектонике плит фундамент Западно-Сибирской плиты понимается как «мозаика» разновозрастных геодииамических типов. В 1991 году С.В.Аплоновым в строении фундамента были выделены палеоостро-водужпые системы, офиолитовые пояса, микроконтиненты, остаточные впадины с сохранившейся литосферой палеозойских океанов.
Нижний структурный этаж в большой степени дислоцирован и характеризуется интенсивной складчатостью, сильной тектонической нарушенностью и т.д. Средний структурный этаж или, как его называют, переходный комплекс формировался в конце палеозоя - триасе. Этот этап геодинамического развития Западной Сибири ознаменован на рубеже палеозоя и мезозоя началом раскола и формированием пермско-триасовых внутриконтинентальных рифтов.
Рифтовая система оказала особое влияние на структуру фундамента [48, 51, 77]. Рифты формируют грабены с амплитудой прогибания от 1-2 км на юге и до 5 км на севере. Крупнейшая рифтовая структура — Колтогорско-Уренгойский рифт протягивается в меридиональном направлении почти на 1,8 тыс. км. Западнее его выделяются Худуттейский, Ямальский, Усть-Тымский, Парбигский и Аганскнй рифты, а на северо-востоке плиты - Худосейский. Они менее протяженные и более узкие. Один из рифтов — Обский, расположенный на севере, в раннем триасе достиг красиоморской стадии раскола.
Палеозойско-триасовые рифтовые системы, а также другие наиболее погруженные участки фундамента различного (более древнего) возраста выполнены палеозойско-триасовыми образованиями, которые и представляют собой переходный комплекс (средний структурный этаж) [48]. Мощность комплекса достигает 6 км. В составе отложений, слагающих переходный комплекс, выделяются эффузивные, эффузивно-осадочные и терригенные, часто с прослоями углей, породы.
Процесс рифтообразоваиия сопровождался активным формированием разломов, что подтверждается результатами геолого-геофизических, главным образом, сейсмо-разведочных исследований. Доюрские образования в очень большой степени дислоцированы, они повсеместно «разбиты» тектоническими нарушениями, имеющими различную протяженность, амплитуду и ориентировку.
В целом, поверхность фундамента Западно-Сибирской плиты погружается от районов обрамления (2 - 2,5 км) к центральным (в среднем 4 км) и северным (до 10 км) районам.
В результате мезозойско-кайнозойского цикла геодипамичсского развития сформировался платформенный чехол, являющийся верхним структурным этажом. Платформенный чехол с угловым и стратиграфическим несогласием перекрывает нижележащие отложения. На севере Западно-Сибирской плиты он включает отложения триасового и юрско-антропогенового возраста. На остальной территории плиты он образован отложениями юры-антроиогена.
Специалисты выделяют в мезозойско-кайнозойском структурном этаже три структурных яруса, отвечающих трем этапам тектонического развития, оказавших существенное влияние на современное строение исследуемого региона: юрский, ранний мел — туропский и коньяк-кайнозойский [89].
Общие сведения
Баженовская свита впервые выделена Ф.Г. Гурари в 1959 году в качестве подсви-ты в составе марьяновской свиты, он же впервые указал на её возможную нефтеносность и предложил способ её вскрытия открытым забоем [20, 21, 23].
Первоначально предполагалось, что она имеет однородный литологический состав и строение разреза [47]), но по мере накопления фактического материала стало ясно, что это не так. В настоящее время выделяются три свиты: баженовская, тутлеймская и мулымы-шская, отличающиеся друг от друга некоторыми литологи-ческими особенностями и стратиграфическим объемом, причем каждая из них подразделяется на несколько типов, в зависимости от района залегания [13].
Площадь распространения отложений баженовской свиты (вместе с аналогами) в центральной части Западно-Сибирского бассейна превышает 1 млн. км2. Она залегает на глубинах 2500-3000 м, толщина свиты изменяется от 10 м в краевых частях до 60 м в депоцептре бассейна осадконакопления. Температура варьирует от 80С до 134С в зависимости от глубины, пластовое давление меняется от гидростатического до аномально высокого (АВПД до 1.3-1.6) [59].
Впервые промышленные притоки нефти из баженовской свиты получены в 1967 году в скв. 15-р Салымского месторождения, при испытании которой получены притоки нефти дебитом 5м3/сут и газа дебитом 1000-1200м3/сут [88]. Летом 1968 года на этом же месторождении, разведочная скважина 12-р дала приток нефти, дебитом более 600 тонн в сутки.
В первый период высказывалось мнение, что притоки нефти получены не из ба-женовских аргиллитов, а из вышележащих песчаников и алевролитов мегионской свиты [71]. Однако после проведения серии исследований была доказана приуроченность залежей к баженовским аргиллитам.
Как оказалось, залежи нефти не контролируются рельефом продуктивного горизонта. Так, в изученной бурением части Большесалымского месторождения вы деляются 20 локальных структур. На территории, в пределах которой скважинами установлена промышленная нефтеносность бажеповской свиты, на структуры приходится только 18,7% продуктивных скважин [60]. Кроме этого, залежи нефти в баженовской свите характеризуются практически полным отсутствием воды, т.е. не имеют ни краевых, ни подошвенных, ни норовых вод.
С открытием промышленной нефтеносности в Салымском районе началось комплексное изучение бажеповской свиты: условии продуктивности, вопросов генезиса и литологического состава. Главной задачей, которую необходимо было решить, являлось создание методики выделения коллекторов и связанных с ними залежей углеводородов. Этим вопросам посвящены исследования в целом ряде научно-исследовательских институтах: СНИИГТиМС, ЗапСибНИГНИ, ИГГ СО АН СССР, ЗапСибНИИГеофизика, ИГИРГИ, ВНИГРИ, ВНИГНИ и др.
Первые оценки запасов нефти в баженовской свите появились в 70-х годах прошлого столетия, после которых заговорили не только специалисты, но и политики и журналисты. Причина такого интереса — огромные величины ресурсов легкой нефти, аккумулированных в отложениях баженовской свиты. Ресурсы многократно выше, чем в традиционных терригенных отложениях Западной Сибири! Их оценки у разных авторов отличались на порядок, что обусловлено неоднозначностью определения площадей залежей, неопределенностью идентификации коллекторов в разрезе скважин [88].
Первый опыт разработки залежи нефти в баженовской свите приобретен на Салымском месторождении, которое введено в разработку в 1974 году, где радужная картина была сильно омрачена большим количеством «сухих» и пизкодебитных скважин, которые были пробурены на расстоянии 500-1000 метров от высокопродуктивных скважин. Некоторые исследователи связывали эти неудачи с несовершенством вскрытия, другие объективными геологическими причинами. При эксплуатации залежей баженовской свиты возникла ещё одна неожиданная проблема — фонтанирующие высокодебитные скважины, имеющие начальные дебиты в сотни кубометров в сутки, за несколько месяцев превращались практически в «сухие», т.е. дебиты становились практически нулевыми, и затем не поддавались ни интенсификации, ни механизации добычи. Таким образом, проблема носила комплексный характер — тра диционные подходы к исследованию и разработке иефтепродуктивпых отложений не годились. Сложившаяся ситуация не выдерживала никакой критики с позиции тех научных знаний, которыми располагала наша нефтяная геология в те годы. Возможно, при таких обстоятельствах впервые и появился термин «баженовская проблема».
На начало 2006г. (почти 31 год разработки) накопленная добыча нефти достигла всего лишь 2.1 млн.т. Из 72-х пробуренных на опытном участке скважин - 11 «сухих», 25 выведены из разработки с накопленной добычей менее 1 тыс. тонн, только по 11-ти скважинам накопленная добыча нефти превысила 30 тыс. тонн [73]. В силу необычно высокой сжимаемости коллектора, его фильтрационно-емкостиые свойства целиком зависят от АВПД, при стравливании которого, слои смыкаются и фильтрация практически прекращается, что делает невозможным применение механизированной добычи. По данным В.П. Степанова и др. [73] до 2006г. разработка на опытном участке Салымского месторождения велась исключительно на естественном упругом режиме. На 01.01.2006г. в работе оставались 9 скважин, суммарная годовая добыча по которым составляла 26 тыс. т (средний дебит безводной нефти около 8.0т/сут).
Таким образом, имеющийся опыт освоения нефтяного потенциала баженовской свиты на Салымском месторождении можно назвать трагичным, если рассматривать его с практических позиций нефтедобычи. Но ведь для науки это месторождение с его скважинами и проведенными в них исследованиями, тысячами погонных километрами сейсмических профилей оказалось поистине бесценным, который имеет огромное значение для выяснения вопросов нефтеносности в других районах ЗС НГБ и не только.
Каротажные признаки интервалов притока
Самым надежным способом идентификации коллекторов являются раздельные испытания и методы, входящие в комплекс геофизических методов «приток-состав».
Основными методами промысловой геофизики, призванными выявлять работающие интервалы, являются: расходомерия механическая или термокондуктивная (термоанемометрия) и временные замеры глубинным термометром.
Замеры механическим расходомером являются прямым методом идентификации работающих интервалов, по этот метод хорошо применим только для высокодебит-ных фонтанирующих скважин. При освоении скважины компрессором (свабирова-нием) применение механических расходомеров ограничено низкими дебитами. Для устойчивой работы механического расходомера необходим стабильный приток дебитом свыше 15-20м3/сут, что выполнимо не для всех скважин.
У термоанемометрии, напротив, чувствительность падает при увеличении скорости потока. Главный недостаток этого метода заключается в том, что интерпретация возможна только на качественном уровне. Термометрия — косвенный метод и может служить для определения работаюищх интервалов низкодебитпых скважин (дебитом менее 10 м3/сут), но при интерпретации могут возникать неоднозначности с идентификацией границ, особенно в тонкослоистом разрезе и при недостаточной временной выдержке между регистрациями [42].
Дебиты из нижнетутлеймской свиты варьируют в больших пределах от 0 до 100м3/сут и выше. Ввиду технических ограничений методов, описанных выше, их данные нельзя считать одинаково представительными для всех типов скважин — высокодебитных и низкодебитиых, эти факты учитывались при выявлении интервалов притока.
На рис.13 представлено сопоставление каротажных данных, записанных в открытом стволе с данными механического дебитомера в скв. 219 Средне-Назымского месторождения. Во время проведения исследований дебит в этой скважине составил 110 м3/сут, что свидетельствует о достоверности выделенных интервалов притока (механический дебитомер имеет порог чувствительности не менее 15-20м3/сут).
То, что выявленные критерии носят систематический характер иллюстрируют данные дебитомеров по ряду скважин Средне-Назымского месторождения, представленных на рис. 14. Обращает на себя внимание то, что в разрезе выделяются три приточные зоны, которые хорошо прослеживаются от скважины к скважине: I— приурочена к верней более радиоактивной пачке нижнетутлеймской подсвиты (НТП); II— к кровельной части нижней пачки НТП и III — приуроченная к зоне сочленения НТП и абалакской свиты. Причем, если I и III зоны характеризуются притоками не всегда, то II отмечается притоками в 100% случаев. Таким образом, самым перспективным интервалом для вторичного вскрытия на Средне-Назымском месторождении является зона сочленения верхней и нижней пачек НТП.
На Галяновском месторождении выполнены раздельные испытания в скв. 251 и скв. 2031, в процессе которых сперва опробована толща не содержащая плотных высокоскоростных прослоев (нефтематерипская матрица), а затем плотные интервалы. В обоих случаях матрица не дала притоков, а плотные прослои — дали.
На основе приведенных фактов можно сделать важный вывод, что приточные интервалы имеют характерный облик, к которым относится совокупность следующих признаков:
относительного минимума по гамма-каротажу (ГК),
относительного максимума по нейтронному каротажу (НК),
относительного минимума но акустическому каротажу (АК).
То есть, интервалы притоков в нижнетутлеймекой подсвите Галяновского и Средне-Назымского месторождений имеют каротажные признаки плотных высокоскоростных прослоев с пониженной относительно фоновых показаний величиной естественной радиоактивности. Индивидуальная толщина таких прослоев в скважинах Средие-Назымского и Галяновского месторождений изменяется от 0.4 до 2.0 м.
Рис.14 позволяет сделать вывод, что далеко не все плотные высокоскоростные прослои являются коллекторами. Этот вопрос будет рассмотрен ниже.
Плотные высокоскоростные прослои присутствуют в разрезах нижнетутлеймекой подсвиты и на других площадях территории иследования, но рассматриваемые отложения в них, как правило, не опробованы, за редким исключением. В результате опробования пласта ЮКо-і в скв. 299 Большого месторождения получен приток нефти дебитом 1.1 м3/сут. На рис.15 представлено сопоставление материалов ГИС по этой скважине с материалами по 219 скв. Средпе-Назымского месторождения из которого видно, что строение нижнетутлеймекой свиты в этих скважинах практически идентично, хотя циклы, которые выделены разными цветами, имеют разные мощности.
