К оглавлению журнала

 

УДК 551.243:553.98.061.4

© С.Н. Беспалова, О.В. Бакуев, 1995

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ РАЗЛОМОВ НА ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ И ПРОДУКТИВНОСТЬ КОЛЛЕКТОРОВ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

С.Н. Беспалова (ЗапСибНИИгеофизика), О.В. Бакуев (Западно-Сибирский РГЦ)

Среди общих закономерностей размещения месторождений нефти и газа немаловажное значение имеет доказанная многими исследователями тесная связь залежей углеводородов с тектоническими нарушениями [1,2]. Накопленная геолого-геофизическая информация дает основание для перехода к количественной оценке влияния разломов на особенности геологического строения залежей и добывные возможности коллекторов (продуктивность) по отдельным месторождениям.

Первоначально для анализа изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов от положения разломов были выбраны породы покурской свиты сеноманского возраста, в целом характеризующиеся наибольшим постоянством петрофизических свойств на громадной территории Западной Сибири.

Данный выбор явился неслучайным по следующим причинам: отложения удалены от кровли фундамента на 3-5 км и минимально подвержены тектоническому дроблению; коллекторы обладают высокими ФЕС – пористость 32-46 %, проницаемость до первых единиц квадратных микрометров. Приведенная характеристика пород коллекторов сеноманского комплекса показывает, что именно они могут являться наиболее достоверным индикатором изменения продуктивности скважин в приразломных зонах.

В качестве примера рассмотрена залежь массивного типа Западно-Таркосалинского месторождения, расположенного в Пур-Тазовской НГО. Она контролируется вытянутой в субмеридиональном направлении антиклинальной складкой, осложненной в присводовой части разрывным нарушением амплитудой 10-15 м. Глубина залегания залежи 950-1090 м, степень заполнения ловушки 100 %. Дебиты газа по площади месторождения изменяются от 367 до 995 тыс. м3/сут при депрессии 0,12-1,62 МПа.

Расчет удельной продуктивности и абсолютно свободного дебита газа испытанных скважин показал, что эти величины изменяются в очень большом диапазоне – от 0,60 до 11,63 тыс. м3/(сут·МПа·м) и от 1,31 до 5,89 млн м3/сут соответственно (рис. 1). Участки повышенной продуктивности в сеноманских отложениях полностью совпадают в плане с тектонической зоной. Кроме того, аномально высокой продуктивностью обладает район скв. 4,5,14, где по данным МОГТ фиксируются разломы, затухающие в неокомских горизонтах.

Таким образом, дизъюнктивы, даже не проникающие в сеноманские образования, как бы "просвечивают" в вышележащие толщи в виде зон повышенной продуктивности.

В целях количественной оценки влияния разрывных нарушений на добывные возможности коллекторов для Ямбургского и Западно-Таркосалинского месторождений построена зависимость абсолютно свободного дебита скважин от их расстояния до разломов. Из рис. 2 видно, что на расстоянии более 2 км от разлома абсолютно свободные дебиты газа во всех скважинах имеют близкие значения – около 1,5 млн м3/сут. Приразломная часть характеризуется двух-четырехкратным увеличением дебита. Столь резкое увеличение продуктивности скважин по направлению к тектоническим нарушениям нельзя объяснить ФЕС коллекторов в связи с их однородностью по латерали и вертикали продуктивных отложений. Очевидно, что величина абсолютно свободного дебита 1,5-2,0 млн м3/сут соответствует ФЕС только гранулярных коллекторов. Повышение дебита в приразломной зоне происходит за счет возрастания дополнительной проницаемости, связанной с тектонической трещиноватостью. Это подтверждается анализом описаний керна, поднятого из интервала залежи Так, в скв 21 Ямбургского месторождения, пробуренной в непосредственной близости от разлома, на глубине 1031,0-1037,5, 1037,5-1045,0, 1045,0-1052,0 м обнаружены песчаники, алевролиты брекчированные, разбитые трещинами, заполненными вторичным материалом.

Установленная связь абсолютно свободного дебита с расстоянием до тектонической зоны была проверена для сеноманской залежи Ямбургского месторождения. Сведения о разрывных нарушениях, фиксируемых на уровне неокомского отражающего горизонта В, заимствованы из работы О.В. Бакуева и др. (1987). Соответствие параметров зоны влияния дизъюнктивных нарушений и уровня изменения абсолютно свободного дебита газа указывает на вероятность прогнозирования в региональном масштабе добывных возможностей тектонически нарушенных участков сеноманских залежей Западной Сибири. Следует отметить, что, как и на Западно-Таркосалинском месторождении, малоамплитудные дизъюнктивные нарушения, проникающие в неокомские отложения, "просвечивают" в вышележащие горизонты участками увеличенных дебитов.

Отмеченное "просвечивание" разломов хорошо фиксируется в распределении состава свободных газов в сеноманских залежах на участках, удаленных и приуроченных к этим разломам. Обобщение данных по свободным газам севера Западной Сибири показало, что они представлены преимущественно метаном. Содержание гомологов последнего, как правило, составляет первые сотые доли процента. Однако на Западно-Таркосалинском месторождении (рис. 3) над зонами разломов количество тяжелых углеводородов резко возрастает до 1,09 % (таблица). Увеличение доли тяжелых углеводородов в свободных газах как следствие вертикальной миграции по трещиноватым зонам может служить показателем не только высокодебитных участков сеноманских резервуаров, но и малоразмерных залежей по типу "шашлыка" в нижезалегающем интервале разреза. Такие залежи широко распространены в тектонически нарушенных складках. В частности, использование этого поискового критерия на Западно-Таркосалинском месторождении позволило открыть около 15 новых залежей в пластах ПК, АП и БП (Беспалова С.Н. и др., 1989).

По аналогии с этим месторождением в разрезе апт-альбских и неокомских отложений на Восточно-Таркосалинском и особенно Пангодинском месторождениях по составу свободных газов авторами прогнозируются газовые залежи, а на Пангодинском, возможно, и газонефтяные или газовые с нефтяными оторочками. Залежи должны располагаться одна над другой, контролируемые линией разлома, и плотность пластового флюида будет увеличиваться вниз по разрезу.

Выявленное закономерное увеличение продуктивности скважин в приразломных частях в интервале сеноманских отложений, по всей видимости, нельзя в полном объеме переносить на неокомские и юрские горизонты. Это связано в первую очередь с высокой неоднородностью коллекторов, изменчивостью состава и свойств насыщающих их флюидов.

Межрезервуарная миграция флюидов по зонам трещиноватости неизбежно приводит к появлению большого числа физико-химических процессов, сильно преобразовывающих как сами полости трещин, так и вмещающие их породы. При этом наибольший вклад в изменение ФЕС пород приразломных зон вносит химическое взаимодействие между насыщающими их подземными водами и мигрирующими флюидами. Превалирующим фактором здесь являются реакции, приводящие к нарушению гидрокарбонатного равновесия. В зависимости от направленности этих процессов происходит либо выпадение вторичных минералов, ухудшающих структуру коллекторов, либо гидротермальная проработка, вызывающая возникновение дополнительной пустотности [2].

При прогнозе продуктивности зон дизъюнктивных дислокаций в неокомской и юрской частях разреза необходимо вносить соответствующую корректировку, учитывая не только вертикальную и площадную гидрогеохимическую зональность, но и состав мигрирующих по разломам флюидов.

Так, для пород покурской, вартовской свит и их аналогов, а также васюганской и тюменской свит в юго-восточной области распространения, содержащих воды хлоркальциевого типа, поступление высокоминерализованных рассолов, глубинных газов, содержащих Н2, должно способствовать гидротермальной проработке коллекторов, улучшению их ФЕС. Миграция СO2, гидрокарбонатно-натриевых и содовых вод в тех же условиях определяет высокую степень кольматации коллекторов карбонатами.

В пределах мегионской, яновстанской, абалакской, ярротинской, ханты-мансийской субглинистых свит, уватской и танопчинской, обладающих значительной рассеянной глинистостью, а также тюменской свиты и ее аналогов в северо-западной части их распространения пластовые воды имеют гидрокарбонатно-натриевый состав. Поэтому внедрение по разломам в эти отложения вод хлоркальциевого типа существенно ухудшает первичные коллекторские свойства пород в приразломных зонах. Поступление СO2, содовых вод приводит к смещению гидрокарбонатного равновесия в сторону растворения содержащихся в цементе и зернах карбонатов, увеличению пустотности и возрастанию проницаемости.

Выводы

  1. Разрывные нарушения, проникающие в осадочный чехол Западной Сибири, существенным образом влияют на добывные возможности углеводородов из залежей.
  2. Степень воздействия тектонической зоны на продуктивность скважин для сеноманских отложений поддается количественной оценке.
  3. Абсолютно свободные дебиты газа, удельная продуктивность скважин, состав свободных газов в залежах являются дополнительными поисковыми критериями высокодебитных зон в залежах. При этом контрастность аномалий очень высока (превышение значений в 10-12 раз над фоновыми).
  1. Содержание тяжелых углеводородов в свободных газах сеноманских залежей над разломными зонами служит показателем наличия или отсутствия малоразмерных залежей в апт-альбской части разреза. Среди первоочередных объектов поисков таких скоплений углеводородов следует указать Пангодинское и Восточно-Таркосалинское месторождения.
  2. В неокомской и юрской частях разреза Западной Сибири влияние разрывных дислокаций на продуктивность скважин в большой мере зависит от физико-химических изменений коллекторов в приразломных зонах за счет смещения гидрокарбонатного равновесия в насыщающих породы подземных водах. Индикаторами таких процессов являются увеличение рН вод, появление в разрезе вод хлормагниевого типа.

6. Вертикальная и площадная гидрогеохимическая зональность подземных вод Западной Сибири предопределяет аналогичную зональность в степени и направленности вторичной проработки коллекторов в приразломных зонах.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Вышемирский B.C., Конторович А.Э., Трофимук А.А. Миграция рассеянных битумоидов. - Новосибирск Наука, 1971.
  2. Прогноз зон локальной неоднородной продуктивности в отложениях шеркалинского горизонта Талинского месторождения / М.Ю. Зубков, С.В. Дворов, О.В. Бакуев и др. // Локальный прогноз нефтегазоносности Западно-Сибирской геосинеклизы: Тр. ЗапСиб-НИГНИ -Тюмень, 1989 - С. 160-168.

ABSTRACT

Among general regularities in oil and gas fields distribution a close relationship between hydrocarbon occurrences and tectonic dislocations is of significant importance. The geological and geophysical information gained provides a foundation for transition to quantitative evaluation of fault effect on geological features of pools and reservoir productivity of individual fields. To analyze the change in porosity and permeability of reservoirs depending on fault position the Cenomanian Pokur suite's rocks generally showing the most constant petrophysical properties over vast territory of Western Siberia have been selected. As a result of studies conducted the following conclusions have been made. Penetrating into the Western Siberia's sedimentary cover disjunctive dislocations substantially effect on hydrocarbon production possibilities. Extent of faults effect and zones of their influence on well productivity for Cenomanian deposits can be quantitatively evaluated. Absolutely open flow gas rates, specific well productivity, free gas composition in gas pools provide additional exploratory criteria of high-output zones in reservoirs. In this case the anomalies contrast is very high, i.e. more than 10-12 times over the background level. The heavy hydrocarbon content in free gases of the Cenomanian pools occurring over the fault zones is indicative of presence or absence of small-size pools in the Aptian-Albian part of the sequence. Pangodinskoe and East-Tarkosalinskoe fields are regarded as first-priority objects among such hydrocarbon accumulations. Within the Neocomian and Jurassic sequences of Western Siberia the rupture dislocations influence on well productivity depends to a greater degree on physical-chemical reservoir changes in near-fault zones through hydrocar-bonate equilibrium displacement in the rocks saturated with ground waters as evidenced by pH increase in waters and appearance of chloromagnesium type waters in the sequence. The vertical and areal hydrogeochemical zoning of Western Siberia's ground waters predetermines the similar zoning in extent and direction of the reservoirs secondary reworking in near-fault zones.

Изменение состава свободного газа по сеноманским залежам севера Западной Сибири

Номер скважины

Состав газа, %

Место расположения скважины

СО2

N2

Не

Аr

Н2

СН4

С2Н6

С3Н8

изо-C4H10

н-C4H10

изо-C5H12

н-C5H12

С2Н6

Западно-Таркосалинское месторождение

1

0,201

1,212

0,014

0,010

-

97,87

0,357

0,134

0,056

0,126

0,020

-

0,69

Зона разлома

3

0,193

0,933

0,015

-

0,009

98,19

0,359

0,165

0,044

0,094

0,037

0,030

1,09

 

4

0,135

1,441

0,014

-

-

98,01

0,315

0,068

0,020

-

-

-

0,403

 

6

0,311

1,550

0,014

0,020

0,002

97,36

0,288

0,190

0,066

0,134

0,031

0,036

0,745

 

2*

0,643

-

0,018

0,015

0,10

Неопр

Неопр

Неопр

Неопр

Неопр

Неопр

Неопр

0,23

Зона предполагаемого разлома

13

0,270

1,297

0,017

0,02

0,002

98,39

-

-

-

-

-

-

Сл

Вне зоны влияния разлома (расстояние более 3 км)

15

0,280

1,655

0,022

0,020

0,105

97,92

-

-

-

-

-

-

Сл

 

Пангодинское месторождение

61

1,004

0,826

0,005

0,110

0,002

95,58

2,530

0,034

Сл

Сл

~

~

2,564

Предполагаемая зона разрывной тектоники и углеводородных залежей по типу "шашлыка" в разрезе месторождения

63

0,246

0,919

0,006

0,010

0,008

96,37

2,438

Сл

-

-

-

-

2,438

 

66

0,609

0,784

0,007

0,010

-

96,66

1,878

0,034

0,006

0,021

Сл

Сл

1,939

 

Восточно-Таркосалинское месторождение

3

0,048

1,273|

0,024

0,017

0,014

98,26

0,259

0,066

Сл

0,036

-

-

0,361

 

6

0,098

1,604

0,017

0,008

-

97,92

0,226

0,068

0,021

0,035

-

-

0,350

 

10**

1,145

8,436

0,027

0,097

0,007

89,62

0,314

0,243

0,050

0,058

-

-

0,663

 

Вынга-Пуровское месторождение

6

0,17

1,58

0,020

-

-

97,90

0,23

0,05

0,01

0,03

-

-

0,32

 

*Удельная продуктивность 4,46 тыс м3/(сут ·МПа ·м)

**Отмечено высокое содержание аргона, углекислоты и азота

Рис.1. ИЗМЕНЕНИЕ УДЕЛЬНОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ И ДЕБИТА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ ЗАПАДНО-ТАРКОСАЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1 разрывные нарушения а - в сеномане, выявленные по МОГТ, б - в юре, 2 изогипсы кровли пласта, 3 - ГВК залежи, 4 - скважина числитель удельная продуктивность hуд, тыс м3/(сут·МПа·м) знаменатель абсолютно свободный дебит Qa c,

млн м3/сут, 5 - зона повышенных значений hуд и Qa с

Рис.2. ЗАВИСИМОСТЬ ДЕБИТА СКВАЖИН Qа.с В СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖАХ ОТ РАССТОЯНИЯ ДО РАЗРЫВНЫХ НАРУШЕНИЙ R, ЗАФИКСИРОВАННЫХ ПО МОГТ В НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ

Месторождения: 1 - Западно-Таркосалинское, 2 - Ямбургское

Рис.3. ИЗМЕНЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ С2Н6+В, %, В ГАЗАХ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ ЗАПАДНО-ТАРКОСАЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1 - скважина: числитель - номер, знаменатель -содержание гомологов C2H6+B; 2 - зона повышенных концентраций C2H6+B