Тюменниигипрогаз

Секция 1

Продолжение таблицы

5Литолого-минералогические исследования:

5.1.Химический анализ:

6Петрографический анализ:

8Определение возраста пород

9Анализ насыщающих флюидов

Основные выводы по результатам работы:

––перед составлением полного комплекса исследований керна должны быть выполнены его первичные и экспрессные исследования на скважине;

––из комплекса исследований должны быть исключены, либо заменены на аналогичные, методы, которые в силу литоло- го-физических особенностей исследуемых пород дадут заведомо недостоверный результат;

––по ходу исследований керна необходимо выполнять оперативный анализ результатов;

––по результатам оперативного анализа должна выполняться корректировка комплекса исследований для получения наиболее полного и достоверного представления о породе;

––по завершении лабораторных работ должен быть выполнен комплексный анализ, объединяющий результаты литологических и петрофизических исследований. На этой основе должна быть построена комплексная литолого-петрофизическая характеристика каждого потенциально продуктивного объекта.

10

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Исследование прочностных свойств пород в пластовых условиях

Борисов А. Г., Паршуков И. А. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Исследование прочностных свойств горных пород необходимо для составления проектов гидравлического разрыва пласта и бурения. В первом случае это необходимо для определения давления, при котором происходит гидроразрыв, во втором случае – для предотвращения самопроизвольного гидроразрыва пород в процессе бурения.

Основным методом исследования прочностных свойств горных пород является разрушение образцов определенной формы на испытательных машинах. В результате таких экспериментов удается получить пределы прочности пород на сжатие и растяжение. Нормативными документами, регламентирующими данные исследования, являются ГОСТ 21153.2-84 и ГОСТ 21153.3-85. Поскольку данные нормативные документы разрабатывались для горнодобывающей промышленности и инженерной геологии, в них не предусмотрено создание пластовых условий. Это является их главным недостатком.

Для глубокозалегающих нефтегазоносных отложений создание пластовых давлений является принципиальным условием, т. к. под давлением контакт между зернами улучшается и они входят в более сильное зацепление. При подъеме же керна на поверхность происходит его разуплотнение, что снижает его прочностные свойства. Решающую роль при исследовании играет эффективное давление (разница между горным и поровым давлениями). Оно определяет степень прилегания зерен друг к другу.

С целью проведения исследований прочностных свойств пород в барических условиях пласта авторами была разработана и изготовлена специальная лабораторная установка. Она поддерживает постоянное боковое давление и давление в порах исследуемого образца породы. Перед началом эксперимента исследуемый образец помещается в кернодержатель установки (рис. 1) и подвергается всестороннему давлению, которое соответствует эффективному давлению в пласте. Излишки насыщающих флюидов отходят из образца по специально предусмотренным каналам. Затем производится плавное повышение торцевой нагрузки на образец до появления трещины, которая фиксируется по скачку нагрузки. По результатам эксперимента определяется предел прочности на сжатие.

11

Секция 1

1 - верхний шток

2 - прокладки, распределяющие нагрузку

3 - манжета

4 - масло обжима

5 - образец керна

6 - нижний шток с отводом жидкости

7 - направление действия разрушающей силы

Рис. 1. Схема кернодержателя установки для исследования предела прочности при сжатии в пластовых условиях

Исследования, проведенные на керне Среднеботуобинского месторождения, показали, что при моделировании барических условий пласта предел прочности пород существенно выше, чем в атмосферных условиях (рис. 2). При этом наблюдается весьма четкая корреляция предела прочности с пористостью и проницаемостью, чего не наблюдается при исследовании в атмосферных условиях. Все вышесказанное говорит о том, что исследование прочностных свойств глубокозалегающих пород необходимо проводить в пластовых условиях.

a) б)

Рис. 2. Зависимости предела прочности на сжатие от пористости, полученные: a) в атмосферных; б) в пластовых условиях

12

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Применение методов трехмерного моделирования регионального уровня для выявления перспективных нефтегазоносных зон и локальных объектов в различных геологических условиях

Виноградов В. К. (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

В настоящее время подтверждена необходимость построения трехмерных геологических моделей на поисковом этапе. Особенность построения моделей в этот период заключается в недостаточности исходных данных. Имеются лишь данные по площадям, на которых проводились сейсмические исследования, а также сведения, полученные в результате бурения параметрических и первых поисковых скважин.

Построение трехмерных моделей на этом этапе необходимо для обобщения данных, накопленных по региону. Сведение в единую модель разобщенных участков с данными полевых геофизических исследований, а также привязка их к информации, полученной в результате бурения, позволяет выявлять перспективные для дальнейшего исследования структуры в пределах площадей, на которых проводились сейсмические исследования. Кроме того, это дает возможность с высокой долей вероятности выделять структуры, лишь частично затронутые сейсмическими исследованиями. Также возможно получение данных, характеризующих качественные параметры исследуемых объектов, и заложение их в модель. Это позволяет проводить первоначальные подсчеты ресурсных возможностей исследуемых областей.

Трехмерные модели регионального уровня применялись при проведении исследований на полуострове Ямал, Обской губе и акватории Карского моря.

Построенные на данном этапе модели могут считаться отправными для последующего построения более детальных трехмерных геологических моделей, для проведения дальнейших исследований на перспективных участках региона.

13

Секция 1

Методическое обеспечение определения электрических параметров в пластовых условиях

Габидинов Р. Р. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Петрофизические исследования являются основой для интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС). Одним из важных геофизических параметров, определяемых в лабораторных условиях, является удельное электрическое сопротивление породы, на основании которого осуществляется, например, оценка величины пористости продуктивных отложений. Для его корректного измерения важно максимально точно смоделировать пластовые условия, а также минерализацию, состав флюидов, насыщающих поровое пространство породы.

Поскольку полностью воссоздать эти условия технически очень сложно, в практике лабораторных исследований применяется частичное моделирование пластовых условий и насыщающего флюида.

Опыт петрофизических исследований показывает, что для изучения стопроцентно насыщенной породы достаточно воссоздать в ней пластовую температуру и эффективное давление.

Эффективное давление в залежи представляет собой разность между горным и пластовым давлениями. В лабораторных исследованиях оно моделируется как разница между давлением всестороннего обжима образца и поровым давлением. Равенство эффективного давления в пластовых и лабораторных условиях отражает подобие напряжений порового пространства в условиях естественного залегания.

Важным фактором в моделировании пластовых условий в эксперименте является температура. Ее учет особенно важен для заглинизированых пород с высокими пластовыми температурами и низкой минерализацией пластовых вод, характерными для многих месторождений нефти и газа Западной Сибири.

В данной работе приведены результаты лабораторных исследований по определению параметра пористости в пластовых условиях. Измерения удельного электрического сопротивления проводились на образцах юрских отложений из скважин Песцового лицензионного участка. Образцы были представлены песчаником светло-серым, мелкозернистым, с глинистым цементом пленоч- но-порового типа. Испытания проводились на образцах, насыщенных моделью пластовой воды NaCl минерализацией 11 г/л.

14

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Коэффициент аномальности на глубине пласта Ю2-1 равнялся 2. Результирующее эффективное давление соответствует 15,3 МПа. Пластовая температура – 115 °С. Объем выборки составил 12 образцов из пласта Ю2-1.

Целью экспериментов являлось изучение влияния результирующего эффективного давления и воздействия температуры на величину параметра пористости. Результаты экспериментов показывают, что барическое воздействие при стандартной температуре приводит к росту величины Рп, при этом зависимость Pп = f(Кп) в барических условиях располагается выше зависимости, полученной в стандартных условиях (рис. 1). Показатель аппроксимирующей кривой в стандартных условиях (1,98) в барических резко увеличился до 2,53 (25 %).

Рис. 1. Барические условия испытаний (Т = 25 оС, Рэф = 15,5 МПа)

Влияние температуры на удельное сопротивление носит противоположный характер. Эксперименты показали, что при одновременном воздействии температуры и результирующего эффективного давления с повышением температуры идет снижение удельного сопротивления породы, а при температуре свыше 100 оС температурное воздействие начинает оказывать превалирующей характер. При этом зависимость Pп = f(Кп) для термобарических условий опускается ниже аналогичной зависимости, полученной в стандартных условиях (рис. 2), и структурный показатель при пластовых условиях (температура 115 оС и Рэф = 15,3 МПа) равен

15

Секция 1

1,86, т. е. ниже чем в стандартных условиях испытаний на 6,1 %. Учитывая превалирующее воздействие высоких температур (выше 100 оС) при низких эффективных давлениях на величину параметра пористости, при моделировании пластовых условий в первую очередь необходимо уделять внимание созданию темпера-

турных режимов, максимально приближенных к пластовым. Особенно актуально это для пород с аномально высокими пла-

стовыми давлениями и пластовыми температурами, характерными для ачимовских и юрских отложений Западной Сибири.

Рис. 2. Термобарические условия испытаний (Т = (25–115) оС, Рэф = 15,3 МПа)

16

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Физико-литологические особенности пласта Б-VII Имбинской площади

Заровнятных А. Н. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Лено-Тунгусская провинция является перспективным районом с точки зрения поисков и добычи залежей углеводородов. В ее пределах открыты серии месторождений нефти и газа, подготовленных к вводу в эксплуатацию. В настоящее время нефтегазоносность отложений терригенного комплекса венда в пределах Присаяно-Енисейской нефтегазоносной области Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции доказана на Имбинском и Агалеевском месторождениях. Промышленная газоносность связана с вендскими терригенными отложениями пласта Б-VII редколесной свиты. Пласт характеризуется сложным литологическим строением ввиду его неоднородности, осложненным доломитизацией, ангидритизацией, кавернозностью и трещиноватостью.

С целью более глубокого изучения данного пласта были проанализированы его физико-литологические свойства. В качестве материала для изучения был использован керн скв. 3, 4 Имбинской площади.

Пласт Б-VII представлен неравномерным чередованием песчаников, аргиллитов и алевролитов. Его мощность составляет 73 м (скв. Имб-3) и 80 м (скв. Имб-4). Песчаники распределены неравномерно: сверху вниз по разрезу количество песчаных прослоев увеличивается от 0,1 до 20 м. Песчаники преимущественно пестроцветные, мелкозернистые, неравномерно доломитистые и алевритистые, в единичных прослоях до алевритового (до алевролита крупнозернистого, песчаного в отдельных прослоях), участками неравномерно ангидритизированные и слюдистые, плотные, крепкие, массивные. Кластический материал представлен кварцем (85–90 %), полевыми шпатами (5–6 %), обломками пород (5–6 %) – кремнисто-кварце- вые разности, сланцы (серицит-кремнистые), слюдами – мусковит и биотит (единичные чешуйки, в единичных прослоях до 2–5 %). В качестве примеси присутствуют зерна титаносодержащих, эпидота, циркона, реже магнетита и граната. Обломочный материал средней степени сортировки (иногда с отклонениями в сторону хорошей или плохой), зерна полуокатанные, реже полуугловатые. Средний размер их составляет 0,09–0,14 мм, коэффициент отсортированности 1,86. Содержание алевритовой примеси от единичных зерен

17

Секция 1

до 30–40 %, участками до преобладания. Карбонатность пород от 4 до 15 %. Цемент песчаников смешанный: контурно-поровый, ком- формно-регенерационный, пленочно-поровый и комформно-пле- ночно-поровый, содержание – от 4 до 17 %. В цементе наблюдается новообразованный кварц, гидроксиды железа, гидрослюды (пленки, поры, примазки), доломит.

Аргиллиты буровато-коричневые, серые с вишневым и зеленоватым оттенком, серо-зеленые и темно-серые с вишневым оттенком, филлитоидные, от тонкоотмученного до алевритистого (в единичных прослоях до алевролита крупно- и мелкозернистого, глинистого), редко неравномерно доломитистые и слюдистые, плотные, крепкие и очень крепкие, массивные, неяснослоистые, со сложной пологоволнистой слоистостью, за счет смены оттенка цвета, неравномерной ангидритизации и примеси алевритового материала, тонких слойков песчаного, алевро-песчаного и более тонкоотмученного глинистого материала, трещиноватый.

Алевролиты серые с вишневым, реже буроватым оттенком, разнозернистые, участками ангидритистые, доломитистые, неравномерно песчанистые и глинистые, плотные, крепкие и очень крепкие, массивные, слоеватые. Содержание псаммитовой фракции от 5 до 30 %. В целом алевролиты аналогичны песчаникам данного пласта. Отличительным признаком является преобладающий размер зерен, составляющий 0,07–0,09 мм.

Исследуемые породы пласта Б-VII трещиноваты (трещины субвертикальные, диагональные, открытого и закрытого типа, полые и выполненные ангидритом белым, белым с голубоватым оттенком, ясно- и мелкокристаллическим), кавернозные на участках доломитизации.

По результатам анализа петрофизических исследований можно сделать выводы о том, что фильтрационно-емкостные свойства матрицы породы аномально низки: пористость песчаников не превышает 4 %, проницаемость не превышает 0,1∙10-3 мкм2 соответственно. Таким образом, пласт Б-VII не может выступать в качестве порового коллектора, однако есть все основания считать его коллектором трещинно-порового типа, т. к. в нем развита субвертикальная трещиноватость. Для исследования трещинной проницаемости необходимы исследования на полноразмерных образцах керна.

18

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Влияние литолого-минералогического состава и постседиментационных процессов на фильтрационно-

емкостные свойства терригенных коллекторов венда Оморинского лицензионного участка

Игнатьев С. Ф., Качинскас И. В. (ООО «Газпром геологоразведка»)

Настоящая работа посвящена вопросам изучения влияния вещественного состава и вторичных преобразований пород на их фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) на примере доломитизированных, сульфатизированных, трещиноватых терригенных коллекторов пластов Б-VII, Б-VIII, Б-VIII-1, Б-IX Оморинского месторождения и учета этого влияния при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ.

Широкий диапазон изменения пористости (от 8 до 20 %) в мелкозернистых песчаниках венда, слабая связь между величинами отсортированности и пористости обусловлены влиянием постседиментационных преобразований.

По результатам изучения влияния состава цемента коллекторов на взаимосвязь коэффициентов пористости и проницаемости установлено, что при равной пористости самую низкую проницаемость имеют коллекторы с глинистым цементом. Кроме того, снижение ФЕС обусловлено эпигенетическими процессами доломитизации и окварцевания коллекторов. Так по скважине Ом-10 Оморинского месторождения среднее значение пористости по пластам Б-VIII, Б-VIII-1, Б-IX составляет, соответственно 1,9 %, 4,9 %, 1,4 %. С точки зрения влияния различных типов цементации на ФЕС эта скважина находится в самых неблагоприятных условиях: здесь преобладает глинистый цемент, и в шлифах отмечается широкое распространение регенерационного кварцевого цемента.

Еще одной, важной особенностью коллекторов терригенного венда является широкое распространение в них трещиноватости. Трещинное пустотное пространство в рассматриваемых породах фиксируется как по полевому описанию керна, так и по результатам лабораторных и промысловых исследований. В кернах отмечаются субвертикальные трещины открытого типа, по которым керн фрагментируется, и трещины, заполненные вторичными минералами. Раскрытость трещин достигает 3 мм.

На наличие трещинной емкости в продуктивных отложениях указывает несоответствие кривых прямого и обратного хода на

19