Петрофизическая характеристика нефтегазового месторождения с ловушкой неантиклинального типа

Выявление особенностей и закономерностей изменения физических параметров пород в пределах локальных нефтегазоносных структур – одна из основных задач «структурной петрофизики».

В качестве примера нефтеносной структуры взято Усть-Балыкское нефтяное месторождение (Ханты-Мансийский автономный округ, Россия). Входит в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1961 г., разрабатывается с 1964 г. Накопленная добыча нефти около 200 млн. т. Приурочено к антиклинальной структуре в пределах Сургутского свода. Продуктивны нижнемеловые и среднеюрские отложения. Выявлено 8 залежей. Расположено в 40 км от г. Сургута..

Разрез его поднятия слагают в основном песчаники, алевролиты и аргиллиты. Плотность песчаников в продуктивных пластах Б1 и Б2+3 для водонасыщенных образцов изменяется по площади от 2,23(на своде) до 2,32 г/ (на восточной периклинали). Изменение плотности водонефтенасыщенных песчаников этих пластов между сводом и периклиналью составляет 0,12 г/ . Естественно, что нефтенасыщение обусловливает понижение плотности пород, находящихся внутри контура нефтеносности, и тем самым увеличивает ∆σ между этими участками (рис.1)

Плотность пород внутри контура и за контуром нефтеносности изменяется на 0,04 г/ , а пористость – на 2%.

Рис.2.Плотностной разрез Усть-Балыкской площади(по Н.А.Туезовой).

1 – нефть; 2 – песчаник; 3 – известняк, диатомовая глина; 4 – глина; 5 – скважины.

Плотность в г/ (в скобках – плотность нефтенасыщенных пород)

Анализ критерия Стъюдента показал, что в обоих случаях разница между средними значениями параметров существенна.

Изменение по площади Усть-Балыкской структуры плотностных свойств песчаников водоносных пластов аналогично. Плотность пород возрастает от свода периклинали приблизительно на 0,03 г/ , с глубиной эта разница уменьшается.

Пористость песчаников от свода к периклинали убывает на 2%; с глубины около 2300 м различия в значениях n не наблюдается. Анализ показывает, что в направлении от свода к крыльевым участкам структуры происходит увеличение глинистости песчаников от 6 до 8% и количества алевролитовой фракции, которое обуславливает пористость пород. В этом же направлении уменьшается медианный размер зерна от 0,245 до 0,135 мм и повышается коэффициент отсортированности от 1,68 до 2,17. У алевролитов нефтеносных пластов Б1+Б2+3 изменение плотностных свойств по площади происходит примерно так же; от свода к периклинали перепад плотности составляет 0,06 г/ , пористости – 3,8%; минеральная плотность практически не изменяется. В водоносных пластах отмечается тенденция уменьшения плотности алевролитов и возрастание их пористости от крыльевых участков к своду.

Наиболее чёткое изменение плотностных свойств пород по площади структуры наблюдается в интервале глубин 1800-2000 м у пород продуктивных пластов Б1-5; здесь для всех литологических разностей отмечается возрастание к своду структуры пористости пород и уменьшение их плотности. Величина избыточной плотности внутри и вне контура нефтеносности ∆σ=0,03-0,04 г/ .

Для интервала 1800-2400 м Усть-Балыкской структуры построен плотностной разрез, в котором плотность дана с учётом пластовых условий залегания пород(рис.2).

Рис.1.Схематическая карта плотности водонефтенасыщенных песчаников продуктивных пластов Усть-Балыкского месторождения(по Н.А.Туезовой).

1 – скважины и средние значения плотности(в г/ ); 2 – изолинии плотности (в г/ ); 3 – контур нефтеносности пласта Б1; 4 – контур нефтеносности пласта Б2+3.

К своду структуры наблюдается весьма значительное уменьшение плотности (0,01-0,02 г/ ) для водонасыщенных образцов. Нефтенасыщение вызывает уменьшение плотности не более чем на 0,01 г/ , причём только в том случае, когда нефтяная залежь имеет достаточно большую мощность.

Относительное изменение скорости распространения продольных волн по латерали исследования показали, что в направлении от свода к крыльевым участкам, от нефтенасыщенной части пластов Б1 и Б2+3 к законтурным происходит небольшое увеличение плотности пород и отмечается изменение скорости продольных волн, измеренной на сухих образцах (Н.И.Брюзгина, Н.А.Туезова,1971 г.). Изучение скорости продольных волн в образцах со 100%-ным водонасыщением и после замещения подвижной части воды моделью нефти, что разница в скоростях для водо- и нефтенасыщенных пород не превышает 4%, а в среднем составляет 2% (Л.М.Дорогиницкая, 1971 г.). Итак, изменение скорости распространения продольных волн по простиранию пласта в данном случае обусловлено сменой флюида, насыщающего поровое пространство. Если проследить дальнейшее изменение пласта по его простиранию, то можно заметить, что литолого-петрографический состав отложений изменяется более существенно. Литологическое замещение можно проследить для пласта Б10, который на своде представлен плотными аргиллитами с Vp=2,65 км/с(в сухих образцах в атмосферных условиях), а на юго-восточном крыле – породами-коллекторами с Vp=2,11 км/с. Приведение значений скорости к пластовым условиям даёт для аргиллитов Vp=3,8 км/с, а для водонасыщенных пород-коллекторов Vp=3,65 км/с.

Таким образом, замещение пласта-коллектора глинистым пластом обуславливает увеличение скорости всего на 4-5%. Это изменение соответствует по величине уменьшению скорости за счёт замены флюида воды нефтью и действует в том же направлении.

В заключение оценим коэффициент отражения упругих волн на границе водо-нефтяного контакта. Для случая нормального падения плоских волн величина его будет определяться соотношением акустических жесткостей нефте- и водонасыщенного пласта. Учитывая изменение плотности пород вследствие водо- и нефтенасыщения, равное примерно 0,04 г/ , для пород с пористостью 20-25%, и изменение скорости в зависимости от насыщения, равное 2-3%, получим коэффициент отражения, не превышающий 0,05. Это означает, что водонефтяной контакт Усть-Балыкского месторождения является слабой сейсмической границей, и регистрация отражений от него вряд ли возможна даже в предположении её достаточной регулярности и протяжённости[4].