|
© А.Г. Берзин, И.В. Рудых С.А. Берзин, 2006 |
ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ МНОГОПЛАСТОВЫЖ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ
А.Г. Берзин (Якутский Государственный университет), И.В. Рудых (ИПНГ СО РАН), С.А. Берзин (Geco-Prakla, Schlumberger Ltd)
Согласно полученным оценкам распределений разведанных и прогнозных запасов и прогнозных ресурсов газа в месторождениях на территории Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области Республики Саха (Якутия) по методике Ф.Н. Алексеева возможно увеличение разведанных запасов УВ в 2,8 раза (Алексеев Ф.Н., Берзин А.Г., Ситников В.С., 2002). Эта оценка в случае ее подтверждения приводит к переоценке стратегической значимости Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области и планировании на ее территории дальнейших поисковых работ. Одним из направлений наращивания запасов является открытие залежей в неантиклинальных ловушках карбонатных пород нижнего кембрия.
Обзор продуктивных горизонтов в разрезе кембрия и докембрия Сибирской платформы показывает, что основные залежи нефти и газа приурочены к терригенной части осадочного чехла докембрия. В то же время в гораздо более мощном нижне-среднекембрийском галогенно-карбонатном комплексе обнаружено мало промышленных скоплений УВ. На всех месторождениях Непско-Ботуобинской антеклизы - это массивный характер резервуара, контролируемый участками повышенной трещиноватости в зонах развития дизъюнктивных дислокаций и локальными участками вторичных изменений пород, способствующих улучшению их емкостных и фильтрационных свойств [1]. Поиск таких резервуаров стандартными методиками сейсморазведки МОГТ без понимания природы формирования и поисковых критериев размещения залежей УВ малоэффективен.
Современная флюидодинамическая парадигма допускает образование залежей УВ как за счет флюидов биогенного генезиса и их латеральной миграции, так и флюидов, поступающих в бассейн путем вертикальной миграции при расформировании залежей нижних горизонтов или из глубинных эндогенных источников: подфундаментных (криптогенных), мантийных или метаморфогенных. Допускается участие флюидопотоков и связанного с ними энергомассопереноса не только в процессах генерации жидких УВ и пополнении запасов газообразных УВ, но и формирования пустотного пространства коллекторов и морфологического облика ловушек [4]. При этом особая роль в формировании залежей, очевидно, должна принадлежать тектонически-активным зонам и активизированным разломным системам, являющимися зонами разгрузки глубинных флюидов в осадочном чехле и проводящими каналами для вертикальных миграционных потоков.
В краевых депрессиях востока Сибирской платформы установлены периодические процессы разновозрастной активизации ранее заложенных систем разломов различных направлений и генераций. Эти процессы оказывают существенное влияние на седиментацию, стадийность развития осадочно-породных бассейнов и онтогенез УВ. Динамика процессов активизации, обусловленная, по-видимому, механизмом планетарного характера, выглядит так: восточно-северо-восточные и северо-восточные разломы были достаточно активными в прошлые геологические эпохи, северо-северо-западные разломы проявляют активность в новейшую эпоху, а северо-западным разломам предстоит активизироваться в будущем (Берзин А.Г., Сафронов А.Ф., Ситников В.С., 2003).
Устанавливаемое современными методами геодинамики в зонах активных разломов, интенсивное протекание деформационных и флюидодинамических процессов, приводящих к изменению физических свойств среды и массопереносу [3], позволяет предположить связь выявленного характера активизации разломных систем с формированием многопластовых залежей УВ на месторождениях Непско-Ботуобинской антеклизы, природа которых дискутируется. Предпосылками к такому предположению являются установленные по данным скважин на ряде месторождений Непско-Ботуобинской НГО (Верхневилючанское, Вилюйско-Джербинское, Иктехское, Таас-Юряхское) дискордантные соотношения локальных структурных планов залежей в терригенных отложениях венда и карбонатных породах нижнего кембрия (рис. 1). Особенностью этого соотношения служит то, что для многопластовых залежей структурные ловушки в карбонатных породах нижнего кембрия имеют северо-северо-западное простирание, а в терригенных породах венда - субмеридиональное или северо-северо-восточное. Это дает основание предположить, что структурными планами залежей в разновозрастных отложениях наследуются простирания различных активизированных разломных систем.
Такую особенность пространственного размещения стратиграфически разноуровневых залежей, выступающую как тектоническая закономерность, подтверждают результаты анализа структурных построений и гидродинамических испытаний скважин по продуктивным горизонтам, хорошо изученных глубоким бурением, на крупных Чаяндинском нефтегазовом и Талаканском газонефтяном месторождениях.
Результаты исследований
Для подтверждения высказанной точки зрения особое значение приобретает выявление на месторождениях малоамплитудной разломной тектоники, активизированной в настоящее время, и следов ее проявления в прошлые эпохи. Разломы, активизированные в новейшую эпоху, могут быть установлены по геофизическим критериям - контрастности и динамической выразительности линеаментов потенциальных полей при условии крупного масштаба съемок и глубокого залегания кристаллического фундамента (Берзин А.Г., Шарова А.М. и др., 1995). Однако на территории Непско-Ботуобинской антеклизы выявление активизированных малоамплитудных разломных зон с применением высокоточной гравиметрии проблематично, а магнитометрия недостаточно эффективна ввиду неглубокого залегания фундамента и существенного влияния на результаты измерений его петрофизических неоднородностей. Недостаточно информативны для этих целей и данные сейсморазведки МОГТ.
Связь активизированной разломной тектоники с формированием залежей УВ на Чаяндинском и Талаканском месторождениях установлена с использованием структурных построений и данных испытаний притоков газа и нефти в скважинах по продуктивным горизонтам венда - нижнего кембрия.
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение находится на северо-восточном склоне Непско-Пеледуйского свода и приурочено к ловушке неантиклинального типа, связанной с зоной регионального выклинивания разновозрастных песчаников венда (ботуобинский, хамакинский и талахский горизонты). Данные горизонты продуктивны и представляют собой кулисообразно располагающиеся в пространстве геологические тела. Чаяндинское месторождение включает в себя Озерное и Нижне-Хамакинское месторождения, приуроченные к ловушкам антиклинального типа.
Талаканское газонефтяное месторождение расположено в наиболее приподнятой части Непско-Пеледуйского свода и приурочено к сложнопостроенному структурному поднятию, разделенному серией разрывных нарушений северо-западного простирания на три блока: Таранский, Центрально-Талаканский и Восточный. В пределах месторождения выделено два продуктивных горизонта: хамакинский (венд) и осинский (нижний кембрий). Основной продуктивный горизонт в пределах месторождения - осинский, газонефтяная залежь содержится в карбонатных коллекторах пласта О-1 верхнебилирской подсвиты нижнего кембрия.
Взаимно корреляционный анализ структурных карт, построенных по данным бурения, по кровле билирской свиты и кровле венда на территорию Чаяндинского месторождения позволил установить между ними высокие коэффициенты взаимной корреляции в пределах Озерного (0,948), Нижне-Хамакинского (0,962) месторождений и всей Чаяндинской ловушки неантиклинального типа (0,972). Здесь бурением не обнаружены залежи в карбонатных коллекторах нижнего кембрия. Вместе с тем коэффициенты корреляции между отмеченными геологическими реперами резко снижаются в пределах Восточного (0,693) и Центрально-Талаканского (0,661) месторождений, что может свидетельствовать о дискордантном залегании залежи в осинском продуктивном горизонте по отношению к общему структурному плану кровли венда (рис. 2).
По существующим официальным построениям Талаканское поднятие в пределах контура месторождения по осинскому горизонту разбито двумя протяженными и высокоамплитудными грабенообразными прогибами на три крупных приподнятых блока. В его центральной части выделяется грабен меридионального простирания, который разделяет Центральный и Восточный приподнятые блоки. На западе Талаканской площади прослеживается второй глубокий прогиб северо-северо-западного простирания. Как следствие таких представлений, принятая схема разломной тектоники тесно увязывается с положением глубоких грабенообразных прогибов. С рассматриваемой точки зрения на тектоническую природу залежей интересен независимый компьютерный вариант рельефа осинского горизонта на Талаканском месторождении, построенного по данным скважин.
На компьютерном варианте глубокие и протяженные грабенообразные прогибы однозначно не просматриваются. Морфология рельефа структурной поверхности выглядит более сложной, чем блоковая. При сохранении превалирующего северо-северо-западного простирания более сложной является и схема разломной тектоники. Осложняющие рельеф разнообразные по форме и амплитуде локальные минимумы и максимумы и соединяющие их мульды и седловины оставляют впечатление существенно “неровной” (неструктурированной) поверхности (рис. 3).
Вычисленное значение оценки разнообразия карты, связанной с энтропией и отражающей меру структурированности рельефа в контуре всего Талаканского месторождения, составило Э = 0,998, в то время как оценка энтропии рельефа карты осинского горизонта на севере Чаяндинской площади, где структурный план на одноименном месторождении изучен также большим числом скважин, оказалась нулевой Э = 0. Интерпретируя существенную неровность рельефа поверхности осинского горизонта и приведенные оценки разнообразия, можно предположить, что Талаканское месторождение находилось (находится) в активной геодинамической зоне северо-северо-западного простирания, в которой изменяющиеся напряжения, растяжения и сжатия привели к сложнодеформированному состоянию пород нижнего кембрия.
Для установления причины несогласного залегания залежи в осинском продуктивном горизонте по отношению к общему структурному плану кровли венда на Талаканской площади обрабатывались данные испытаний притоков газа в скважинах по ботуобинскому и хамакинскому горизонтам Чаяндинского месторождения и притоков нефти в скважинах по осинскому горизонту Талаканского месторождения.
Индикационные кривые на Чаяндинском месторождении, построенные по данным испытаний скважин, свидетельствуют об изменении характера притока газа от линейного, подчиняющегося закону Дарси, до нелинейного, характеризующегося различием параметров индикационных кривых (рис. 4). Нелинейные зависимости удовлетворительно описываются уравнением притока идеального газа для плоскорадиального потока, подчиняющегося двухчленному закону фильтрации [2]. Это уравнение может быть линеаризовано:
где Рк - давление на контуре питания, МПа; Рс - давление на забое скважины, МПа; Qат - объемный дебит газа, приведенный к атмосферному давлению и пластовой температуре, м3/с; к - проницаемость пласта, мД; m - вязкость газа, Па*с; Rk - радиус контура питания, м; rс- радиус скважины, м; h- мощность пласта, м; rат - плотность газа при атмосферном давлении, кг/м3; Рат - атмосферное давление, МПа; b - коэффициент.
Это уравнение может быть линеаризировано к виду
где А
и В
- коэффициенты прямой линии в координатах ((Рк2 - Рс2)/
Qат,
Qат),
вычисляемые методом наименьших квадратов. Коэффициент А (Па2
• с/м3) определяется отрезком, отсекаемым прямой на оси ((Рк2
- Рс2)/
Qат).
Обратная величина коэффициента
пропорциональна гидропроводности пласта
и при прочих равных условиях - коэффициенту проницаемости к. Коэффициент В
определяется тангесом угла наклона прямой к оси дебитов.
Отклонения от закона Дарси, вызванные повышенными скоростями фильтрационного течения, обусловливаются соответствующими градиентами пластового давления и связаны, по всей видимости, с зональным характером неоднородности пластов, в котором определяющее значение имеет распределение проницаемости.
Анализ коэффициентов 1/А, полученных по данным испытаний в скважинах ботуобинского и хамакинского продуктивных горизонтов венда, устанавливает существенную вариабельность их значений на площади исследований, что однозначно свидетельствует о такой же изменчивости коэффициента проницаемости пластов. При этом расчеты показывают, что коэффициенты могут значительно различаться для скважин с одинаковым максимальным притоком газа (см. рис. 4).
Это означает, что карты притоков, построенные по максимальным дебитам в скважинах, не отражают распределение проницаемости в пластах или положение связанных с ним залежей, поскольку эти дебиты получены на различных участках индикационных кривых, отличающихся параметрами уравнений. На таких картах по ботуобинскому и хамакинскому горизонтам на Чаяндинской площади не отмечается какой-либо закономерности расположения продуктивных участков, поэтому можно предположить невыдержанные (существенно дифференцированные) коллекторские свойства пластов вследствие их значительной неоднородности по проницаемости. Напротив, на картах коэффициента гидропроводности (проницаемости) отчетливо выделяется положительными значениями (> 10 м3/Па2 • с) пространственно-упорядоченная зона северо-северо-восточного простирания (рис. 5). По ботуобинскому горизонту зона имеет форму эллипса с выраженным локальным максимумом в центре и ниспадающими до нуля значениями коэффициента к его границам. Положение зоны по форме и простиранию несколько отличается от положения залежи в ботуобинском горизонте, предполагаемой по геологическим данным (см. рис. 5, А). По хамакинскому горизонту зона существенных значений коэффициента гидропроводности имеет более выраженный линейный характер того же простирания и только намечается в восточной части площади. Полученные данные позволяют полагать, что центральная и юго- восточная части этой продуктивной зоны еще не вскрыты бурением (см. рис. 5, Б).
Индикационные кривые по данным испытаний осинского горизонта Талаканского месторождения свидетельствуют, что характер притока нефти в скважины преимущественно линейный, подчиняющийся закону Дарси. На этом основании коэффициенты продуктивности скважин, пропорциональные коэффициентам проницаемости, вычислены по формуле
где DР = Рк-Рс - депрессия на забое скважин; Рк - давление на контуре питания, МПа; Qт - массовый дебит нефти, приведенный к атмосферному давлению и пластовой температуре, м3/с; k - проницаемость пласта, мД; m - вязкость газа, МПа • с; Rk - радиус контура питания, м; rс - радиус скважины, м; h - мощность пласта, м.
По полученным данным построена карта коэффициента продуктивности осинского горизонта Талаканского месторождения. Эта карта конформно отражает распределение проницаемости в осинском горизонте и может быть сопоставлена с аналогичными распределениями коэффициентов гидропроводности (проницаемости) по ботуобинскому и хамакинскому горизонтам на Чаяндинской площади. В терригенных коллекторах венда и карбонатных породах нижнего кембрия (см. рис. 5, А, Б) отчетливо проявляется различная, близкая к ортогональной, азимутальная ориентировка построенных проницаемых зон (залежей). Различие азимутальной ориентировки залежей, по всей видимости, обусловливает отмечаемое резкое снижение коэффициента взаимной корреляции между структурными планами продуктивных горизонтов этих отложений.
Выводы
Полученные результаты обработки данных испытания скважин и корреляционный анализ структурных построений на Чаяндинском нефтегазоконденсатном и Талаканском газонефтяном месторождениях (в совокупности с аналогичным анализом по ряду других месторождений) дают основание утверждать, что в синхронных отложениях одного рифей-нижнепалеозойского осадочно-породного бассейна локальные структурные планы залежей в карбонатных породах нижнего кембрия азимутально развернуты по отношению к структурному плану терригенных пород венда и унаследуют простирание активизированных разломных систем. Можно предположить формирование залежей в отложениях венда под влиянием разломных систем ранней северо-северо-восточной генерации, а в отложениях кембрия - под влиянием разломов северо-северо-западного простирания более поздней активизации.
Переориентация локальных структурных планов залежи в карбонатных породах кембрия происходит, очевидно, в результате направленного изменения физических свойств матрицы коллектора (в первую очередь пористости) под влиянием агрессивных флюидных растворов, поступающих по разломам в период их активизации. Это приводит к изменению компрессионных характеристик пласта (модуля Юнга и коэффициента Пуассона) и переходу его в новое напряженно-деформированное состояние, наследующее простирание активизированной разломной системы.
Существенность изменения напряжений в пласте под влиянием изменения пористости от состояния не коллектор до состояния коллектор на качественном уровне можно оценить с помощью уравнения состояния пористой среды [2]
Где Ргрн = rgH- горное давление на пласт; r - средняя плотность в покрывающей толще пород; g- ускорение свободного падения; Н- глубина залегания пласта; m - пористость; Р- пластовое давление; s - напряжение в пласте.
Физическое содержание уравнения - горное давление уравновешивается напряжением в скелете и давлением поровой жидкости, если кровля и почва непроницаемые и пласт берет на себя нагрузку вышележащих пород. Вводят еще так называемое эффективное напряжение, определяемое как разность напряжений в твердом скелете и жидкой фазе и действующее на скелете:
Тогда баланс напряжений в горном массиве
Определяя из уравнения (3) значение s как функцию пористости и находя приращение пористости с учетом уравнения (5), получим
Примем приращение пористости карбонатного пласта от состояния не коллектор (m = 0) до состояния коллектор (m = 0,2) Dm = 0,2, тогда из уравнения (6) следует, что такому приращению пористости будет соответствовать не менее существенное изменение напряжений в пласте Ds=(0.2-0.3)sэф.
Полученные результаты позволяют высказать предположение о формировании залежей УВ на территории Непско-Пеледуйского свода Непско-Ботуобинской антиклизы под влиянием вертикальной миграции флюидов и существенной роли в этом активизированных разломных систем северо-северо-восточной и северо-северо-западной генераций. Эти системы активизированы в позднепермскую и в постмеловую эпохи соответственно (Берзин А.Г., Сафронов А.Ф., Ситников В.С., 2003). Процессы их активизации способствовали не только образованию залежей в ботуобинском горизонте венда и осинском горизонте нижнего кембрия, но и в переформировании и частичном разрушении зон нефтегазонакопления более ранних генераций в подстилающих терригенных отложениях венда. В этой связи, вероятно, что источниками УВ для образования нефтегазовых залежей в ботуобинском горизонте на Чаяндинском месторождении и газонефтяных залежей в карбонатных коллекторах осинского горизонта Талаканского месторождения явились продукты переформирования или разрушения залежей в терригенных отложениях хамакинского продуктивного пласта. Веским аргументом в пользу такого вывода служит зеркальное распределение продуктивности коллекторов этих горизонтов по отношению друг к другу. Так, по данным испытания на Чаяндинском месторождении скважины, продуктивные по ботуобинскому горизонту, как правило, непродуктивны по хамакинскому и наоборот. Аналогичная картина на Талаканском месторождении. В центральном блоке, где в осинском горизонте расположена основная газонефтяная залежь, из терригенных пород венда получены только слабые притоки газа.
Высказанное предположение о тектонической природе формирования залежей УВ в осинском горизонте Талаканского месторождения отвечает характерной особенности их размещения в карбонатных коллекторах нижнего кембрия.
В этой связи несовпадение структурных планов кровель продуктивного карбонатного горизонта (нижний кембрий) и терригенных пород венда, устанавливаемое в пределах залежей корреляционным анализом структурных карт, может рассматриваться в качестве одного из критериев перспективности нижнекембрийских карбонатных отложений на участке несовпадения, характеризующемся понижением коэффициентом взаимной корреляции ниже 0,7.
Литература
1. Анциферов А.С. Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.С. Анциферов, В.Е. Бакин, И.П. Варламов и др. / Под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука. - М.: Недра, 1981.
2. Басниев К.С. Подземная гидродинамика / К.С. Басниев, А.М. Власов и др. - М: Недра, 1986.
3. Сидоров В.А. Современная геодинамика и нефтегазоносность / В.А. Сидоров, М.В. Багдасарова, С.В. Атанасян и др. - М.: Наука, 1989.
4. Соколов Б.А. Новые идеи в геологии нефти и газа (избранные труды). - М.: Изд-во МГУ, 2001.
On an example of structural constructions and processing results of well testing on Chayandin and Talakan fields it was suggested that HC pools were formed in response to vertical fluid migration and significant role of activated thrust systems of north-north-eastern and north-north-western directions. These systems were activated in Late Permian and Post Cretaceous epochs respectively. The processes of their activation have contributed to not only reservoir formation in Botuoba Vendian horizon and Osin Lower Cambrian horizon but also in reformation and partial destruction of oil and gas accumulation zones of earlier generations in Vendian underlying terrigene deposits. In this connection it seems possible that HC sources for oil and gas pools formation in Botuoba horizon in Chayandin fields and gas-oil reservoirs in carbonate collectors of Osin horizons in Talakan fields were products of reforming or destructing reservoirs in terrigene deposits of Khamakin producing bed. Reasonable argument supporting this conclusion appears to be mirror-image distribution of reservoir productivity of these horizons with respect to each other. By testing data in Chayandin field the wells which are producing by Botuoba horizon usually are not producing by Khamakin horizon and vice versa. The same picture is observed in Talakan field. In central block where the main gas-oil reservoir is located in Osin horizon, only weak gas inflows were obtained from Vendian terrigenous rocks.
Proposal about tectonic nature of HC pools formation in Osin horizon of Talakan field conforms to characteristic feature of their distribution in Lower Cambrian carbonate reservoirs.
In this connection, noncoincidence of structural plans of tops of productive carbonate horizon (Lower Cambrian) and Vendian terrigenous rocks being established within pools by correlation analysis of structural maps may be considered as one of criteria of Lower Cambrian carbonate formations potential in the area of noncoincidence, characterized by decreasing factor of mutual correlation below 0,7.
Рис. 1. СТРУКТУРНЫЕ ПЛАНЫ И ДВУХМЕРНЫЕ ФУНКЦИИ АВТОКОРРЕЛЯЦИИ ПО ПРОДУКТИВНЫМ ЮРЯХСКОМУ Ю-1 (юряхская свита нижнего кембрия) (А) И ХАРЫСТАНСКОМУ (харыстанская свита венда) (Б) ГОРИЗОНТАМ ВЕРХНЕ-ВИЛЮЧАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1 - скважины глубокого бурения, вскрывшие пласты. 2- изогипсы глубины залегания продуктивного горизонта, м; 3- направление простирания двухмерной функции автокорреляции
Рис. 2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ КОРРЕЛЯЦИИ МЕЖДУ ОСИНСКИМ ГОРИЗОНТОМ И КРОВЛЕЙ ВЕНДА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ И УЧАСТКАХ
Контуры: 1 - Чаяндинской неантиклинальной ловушки, месторождений: 2-Озерного, 3-Нижнехамакинского. 4-блоков Талаканского месторождения: А - Таранского, Б- Центрально-Талаканского. С - Восточно-Талаканского
Рис. 3. РЕЛЬЕФ СТРУКТУРНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ОСИНСКОГО ГОРИЗОНТА В КОНТУРЕ ТАЛАКАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (3D-изображение)
Рис. 4. ДИАГРАММЫ ПРИТОКА ГАЗА ИЗ БОТУОБИНСКОГО (I, II) И ХАМАКИНСКОГО (III, IV) ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ В СКВАЖИНЫ
А - нелинеаризованные. Б- линеаризованные кривые; I- скв. 321-3 (Qmax = 403 тыс. м3/сут; Кгдр = 14.60). II- скв. 321-01 (Qmax = 411 тыс. м3/сут; Kгдр = 110.97), III - скв. 761 (Qmax = 437 тыс. м3/сут; Кгдр = 28,00), IV- скв. 847 (Qmax = 419 тыс. м3/сут; Кгдр = 71,10)
Рис. 5. ВЛИЯНИЕ АКТИВИЗИРОВАННОЙ ТЕКТОНИКИ НА РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ В ВЕНДСКИХ И НИЖНЕКЕМБРИЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ
А - сопоставление карт коэффициента гидропроводности ботуобинского продуктивного горизонта венда на Чаяндинской площади с картой коэффициента продуктивности по нефти осинского горизонта нижнего кембрия на Центрально-Талаканской площади (матричное представление - значение коэффициентов увеличиваются от темного цвета к светлому), Б - то же для хамакинского горизонта; 1 - простирание проницаемых зон (залежей УВ); остальные уел. обозначения см. на рис. 2