Определение природной трещиноватости на нефтяных месторождениях широтного Приобья на основе данных дистанционных методов

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИРОДНОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ШИРОТНОГО ПРИОБЬЯ НА ОСНОВЕ ДАННЫХ ДИСТАНЦИОННЫХ МЕТОДОВ

А.Ю. Прохоров

В последние годы в нефтегазовой геологии происходит коренная переоценка основ и принципов построения промыслово-геологических моделей залежей углеводородов (УВ). Все более широкое применение для объяснения процессов нефтегазонакопления находят геодинамический и флюидодинамический подходы, многие ученые начинают признавать доминирование вертикальной миграции УВ. Обнаружение линейно-очаговых природных и техногенных трещинных зон неразрывно связано с дискретностью нефтегазонасыщенных пород и существованием в пределах месторождений разномасштабных блоков и структур их разграничения - межблоковых зон.

В связи с этим авторами статьи были проведены исследования, целью которых являлось определение природной трещиноватости на основе результатов комплексной обработки и интерпретации данных дистанционных методов, геологической и промыслово-геофизической информации на Урненском и Усть-Тегусском месторождениях.

Объектом исследований при этом явилась природная трещиноватость горных пород, связанная с районами распространения дизъюнктивной тектоники, а также с очаговыми зонами аномальной трещиноватости (дилатансии), являющимися наиболее благоприятными объектами для развития техногенной трещиноватости.

Урненский и Усть-Тегусский лицензионные участки расположены в Уватском районе Тюменской области.

Перспективы нефтегазоносности на рассматриваемой территории связаны с субконтиненталь-ными и прибрежно-морскими отложениями тюменской и васюганской свит юрского возраста. Оба месторождения являются многопластовыми, их продуктивные пласты характеризуются значительной литологической неоднородностью по составу и площади распространения и разделены глинистыми перемычками толщиной 4-^8 м. Согласно результатам геолого-геофизических исследований, нефтяные залежи характеризуются разобщенностью отдельных участков и имеют разновысотные водонефтяные контакты сложной формы.

В пределах Урненского месторождения основным объектом эксплуатации является нефтяной пласт Ю1: залегающий на глубинах 2356^2397 м. На Усть-Тегусском месторождении основными объектами эксплуатации являются нефтяные пласты Ю2, Ю3, Ю4, залежи в которых вскрыты на глубинах 2454^2567 м.

Разработка Урненского и Усть-Тегусского месторождений ведется с 2006 г. По состоянию на 1 октября 2009 г. эксплуатационный фонд скважин реализован на 9 %. В эксплуатационном фонде Урненского месторождения числятся 30 добывающих скважин, а в фонде Усть-Тегусского месторождения в работе находятся 30 добывающих и 4 нагнетательные скважины.

Добывающий фонд скважин Урненского месторождения можно охарактеризовать как высокоде-битный и низкообводненный. Наибольшее количество скважин (57 %) эксплуатируются с дебитами жидкости от 100 до 350 т/сут. При этом 73 % скважин работают с дебитами нефти от 20 до 200 т/сут. Обводненность большинства скважин составляет менее 5 %.

Добывающий фонд скважин Усть-Тегусского месторождения можно охарактеризовать как сред-недебитный и низкообводненный. Наибольшее количество скважин (63 %) эксплуатируются с дебитами жидкости от 50 до 150 т/сут. При этом 73 % скважин работают с дебитами нефти от 50 до 150 т/сут. Обводненность большинства скважин составляет менее 3 %.

Закачка воды в пласты Ю2 и Ю4 Усть-Тегусского месторождения с целью поддержания пластового давления начата в августе 2009 г. Всего с начала разработки закачано 43,8 м3 при средней приемистости нагнетательных скважин 466,4 м3/сут. Разработку пласта Ю1 Урненского месторождения также планируется проводить с применением нагнетательного фонда скважин, т.е. в условиях поддержания пластового давления.

Анализ выработки запасов терригенных коллекторов месторождений Западной Сибири показал, что при сохранении сложившихся тенденций в разработке пластов фактический коэффициент нефтеизвлечения близок к утвержденному только по активнодренируемым коллекторам. Для вовлечения в разработку слабодренируемых, плотных нефтенасыщенных коллекторов необходимо изучение и прогнозирование зон распространения повышенной природной трещиноватости пластов.

По результатам анализов керна и гидродинамических исследований, выполненным на начальном этапе разработки большинства месторождений Западной Сибири, установлено, что породы пластов чаще представлены коллекторами порового типа, в которых изменение емкостных и фильтрационных свойств зависит от степени заполнения порового пространства породы глинистым или глинисто-карбонатным цементом.

Результаты гидродинамических исследований, выполненных на начальном этапе разработки Урненского и Усть-Тегусского месторождений, подтверждают эти выводы.

Гидродинамические исследования, проведенные на более поздних этапах разработки, выявили блоковое строение продуктивных пород, их фильтрационно-емкостную неоднородность и наличие в разрезе коллекторов трещинно-порового типа. На основе результатов трассерных исследований [1], проведенных на различных объектах разработки, установлено, что максимальные концентрации и скорости продвижения индикатора обусловлены следующими факторами:

• развитием элементов дизъюнктивной тектоники (наличием экранирующих и высокопроводя-щих зон, связанных с разрывными нарушениями и влиянием литологического фактора);

• распространением техногенной трещиноватости, например, при проведении гидроразрыва пласта (особенно на участках развития природной трещиноватости);

• наличием литологических окон, обуславливающих гидродинамическую связь отдельных участков неоднородного коллектора.

Таким образом, при освоении метода искусственного заводнения нефтяных залежей в самом обозримом будущем мы будем иметь дело с техногенно измененным месторождением, с трещиннопористым типом коллектора, с новыми коллекторскими свойствами пластов, новыми гидрогеологическим, гидродинамическим, тепловым и физико-химическим режимами. Для эффективного освоения необходимы принципиально новые подходы к разработке месторождений и соответствующие им решения, учитывающие новые данные об объекте и его особенности, выявленные на поздней стадии эксплуатации.

Для изучения тектоно-геодинамической обстановки рассматриваемой территории авторами использована карта О.С. Мартынова «Скелетная схема рельефа доюрского основания с элементами тектоники и геодинамики Среднего Приобья». Ее фрагмент, на котором выделены основные блоковые структуры исследуемого района, а также Уренгойско-Колтогорский и Аганский грабен-рифты, представлен на рис. 1. В пределах мегаблоков и на их границах показаны разломы, пликативные структуры, а также длинные оси складок, выделенные при морфологическом анализе.

Анализ модели строения верхней части доюрского основания показал, что Уренгойско-Колтогорский и Аганский грабен-рифты, выполняя работу расширения в юго-западном и юговосточном направлениях, привели во взаимодействие Нижневартовский, Локосовско-Кетовский, Путлунский и Урненский мегаблоки. В результате горизонтального смещения мегаблоков в югозападном направлении образовалась ступенчатая система меганадвигов. Юго-западные борта мегаблоков оказались поднятыми, а северо-восточные борта - опущенными.

С другой стороны, приблизительно в это же время горизонтальные движения юго-восточного направления, инициируемые работой расширения Аганского грабен-рифта, явились причиной смещения относительно друг друга Путлунского, Локосовско-Кетовского, Нижневартовского и Урненского мегаблоков. Структуры внутри Вартовского мегаблока, образовавшиеся вследствие горизонтальных давлений и смятия с северо-востока на юго-запад, характеризуются субмеридиональными осями складок. Рифтогенные образования имеют триасовый возраст.

Следует отметить, что исследуемая территория находится в сложной структурно-тектонической обстановке (в зоне разрывов, сжатий и горизонтально-сдвиговых деформаций), что, вероятно, существенно влияет на формирование структурных планов и процессы нефтегазонакопления.

Рис. 1. Фрагмент скелетной схемы рельефа доюрского основания с элементами тектоники и геодинамики Среднего Приобья

Для объяснения механизма формирования рассматриваемых сложнопостроенных залежей был проведен комплексный анализ имеющихся геолого-геофизических материалов:

• геолого-геоморфологической съемки (масштаб 1:1000000);

• гравиметрической съемки (масштабов 1:1000000, 1:200000, 1:50000);

• аэромагнитной съемки (масштабов 1:1000000, 1:200000, 1:50000);

• 2Б и 3Б сейсмической съемки (масштабов 1:25000, 1:50000).

Анализ результатов интерпретации данных дистанционного зондирования Земли из космоса в пределах Урненского и Усть-Тегусского месторождений позволил установить некоторую связь современной речной сети с выделенными трещинными зонами. Урненский мегаблок является неотектонически активным, поэтому субвертикальные трещинные зоны в его пределах находят отражение в современном рельефе. Как правило, по этим ослабленным зонам закладывается система рек и ручьев на поверхности земли (рис. 2) [2, 3].

Сопоставление карт линеаментов с геологическими картами показало, что основные зоны сближенных линеаментов совпадают с региональными разломами и отражают региональную неоднородность строения Урненского и Усть-Тегусского месторождений.

На территории Урненского и Усть-Тегусского месторождений широко развиты линеаменты северо-западного и северо-восточного простирания, которые соответствуют разрывным нарушениям преимущественно сбросового характера и являются границами грабенообразных понижений фундамента.

Линеаменты имеют прямолинейную форму, дискретный характер распространения и отчетливое кулисообразное строение. Они пересекают различные тектонические элементы, расчленяя территорию на несколько крупных сегментов и множество мелких блоков различной конфигурации.

Конфигурация тектонических блоков и некоторые элементы строения фундамента также нашли отражение в потенциальных полях (исходных, градиентных и аномальных).

Рис. 2. Космический снимок территории Урненского и Усть-Тегусского месторождений с динамически напряженными зонами

В магнитном градиентном поле зоны крупных региональных разломов отображаются резкой сменой простирания изодинам, узкими протяженными градиентными зонами, выдержанными по простиранию, и сочетанием этих элементов. По карте полного градиента силы тяжести внутри зон дополнительно выделены более мелкие элементы, вероятно, связанные с разломами, которые в исходном поле отображаются «затяжками» или резкими изгибами изоаномал.

Анализ построений показывает, что блоковое строение фундамента северной части Урненского мегаблока в гравитационном и магнитном поле проявляется достаточно отчетливо. Региональная система дизъюнктивов северо-западного и северо-восточного направлений проявляется в виде градиентных зон локальных составляющих аномалий (рис. 3).

По результатам динамического анализа сейсмических данных были получены схемы распределения амплитуд, взвешенных по различным частотам и по результатам спектральной декомпозиции (рис. 4), на которых были выявлены границы, связанные с тектоническими нарушениями.

Следует отметить, что сеть существующих на исследуемой площади сейсмических профилей 3D позволила создать отвечающую современным требованиям детальную структурно-тектоническую и литолого-фациальную модель строения юрских отложений для размещения эксплуатационных скважин и оптимизации технологии разработки месторождения.

Анализируя полученные результаты, можно отметить, что на территории Урненского и Усть-Тегусского участков выделяется система разрывных нарушений, которая состоит из протяженных и локальных разломов преимущественно северо-западного направления.

Геологическое строение территории характеризуется четко выраженной унаследованностью структурного плана нижней части осадочного чехла от доюрского основания. Вверх по разрезу отмечается уменьшение дислоцированности слоев мезозой-кайнозойских отложений.

Визуальный анализ вертикальных сечений обобщенного сейсмического куба свидетельствует о наличии в разрезе крупных сдвиго-сбросовых дислокаций, затрагивающих как фундамент, так и

а б

Рис. 3. Урненский и Усть-Тегусский лицензионные участки.

Карты локальных аномалий силы тяжести

Рис. 4. Динамический анализ интервала разреза, характеризующего строение пласта Ю,

нижнюю часть юрского интервала. Отдельные разрывные нарушения, зафиксированные в центральной и юго-западной частях исследуемой территории, проникают в вышележащие меловые отложения. Северная и северо-восточная части территории характеризуются более спокойным тектоническим режимом. Выше отражающего горизонта Б проходит лишь незначительная часть разломов, ко -торые быстро затухают в толще нижнемеловых отложений.

В результате комплексного анализа данных структурного дешифрирования аэрокосмических материалов, бурения и сейсмических работ, гравиметрических и магнитных съемок была построена структурно-тектоническая карта по кровле отражающего горизонта А с элементами геодинамики, представляющая разломно-блочную модель строения изучаемой территории (рис. 5).

Выделено четыре системы разломов и дизъюнктивных нарушений:

1) северо-западная региональная - контролирует структуроформирующие процессы;

2) северо-восточная региональная - является сопряженной с первой и также контролирует структуроформирующие процессы;

3) субмеридиональная локальная - осложняет структурный план и участвует в его перестройке;

4) субширотная локальная - является сопряженной с субмеридиональной, осложняет структурный план и участвует в его перестройке.

основные структуроформируюшие разломы

— 2440— изогипсы кровли горизонта А ф тектонические блоки и их номера

Рис. 5. Разломно-блочная модель Урненского и Усть-Тегусского лицензионных участков с основными тектоническими зонами

Системы региональных разломов северо-западного и северо-восточного направлений (системы 1 и 2) формируют блоки. Выявленные тектонические блоки характеризуются сопоставимыми размерами, одинаковой северо-западной и северо-восточной ориентировками, осложнены локальными дизъюнктивными нарушениями, меридионального и широтного направления (системы 3 и 4). С разломными зонами растяжения идентифицируются ослабленные межблоковые зоны и зоны трансляции глубинных флюидов. Наиболее ослабленными в тектоническом отношении являются места пересечений («узлы») региональных разломов.

Таким образом, результаты наших исследований подтверждают сложное разломно-блоковое строение территории исследования. В целом на территории исследования выявлено 96 тектонических блоков и 25 региональных структурообразующих разломов. В узлах, т.е. местах пересечения разломов, отмечается усиление трещиноватости пород.

Морфологический анализ структурных карт отражающих горизонтов А и Б позволил выделить в пределах Урненского и Усть-Тегусского лицензионных участков десять самостоятельных тектонических зон, наличие которых подтверждается результатами аэрокосмических, структурно-геоморфологических, структурно-геологических, гравиметрических и магнитометрических исследований.

Сопоставление результатов испытаний разведочных скважин с выделенными тектоническими зонами показало, что:

1. Продуктивными являются зоны A, D, E, G, F, I. В скважинах, расположенных в зонах A, D, E, G, установлена продуктивность пласта Ю1. При этом зоны D и G характеризуются промышленными притоками нефти (до 354 т/сут). Скважины, расположенные в зонах F и I, также вскрыли продуктивные пласты Ю2-4.

2. В зонах B, H и J при испытании разведочных скважин притоков нефти из предполагаемых продуктивных интервалов не получено, что позволяет сделать вывод о бесперспективности этих зон.

3. Минимальными дебитами разведочных скважин характеризуются зоны A, E и I, максимальными - зоны D, F и G.

4. В основных продуктивных пластах месторождений резких перепадов пластового давления не наблюдается.

5. Наиболее низкотемпературные участки пластов приурочены к зонам B, D, F и G. Зоны H и I характеризуются средними величинами пластовых температур, а зоны A и E - максимальными.

В целом полученные результаты подтверждают наличие на изучаемой территории основных тектонических зон и структуроформирующих разломов.

Дальнейший прогноз распространения зон природной трещиноватости и их районирование проводился на основе данных пробной эксплуатации скважин Урненского и Усть-Тегусского месторождений. Положение водонефтяного контакта, распределение значение пластовых давлений, динамических уровней, а также начальных дебитов жидкости, нефти, воды и газа подтверждают разломно-блочную модель, согласно которой разлом 10-10 является экраном на пути фильтрационных потоков юрских пластов. Экранирующие свойства этого разлома подтверждают и замеры максимального и суммарного выноса механических примесей при эксплуатации скважин, вскрывших юрские пласты. Экранирующие свойства других разломов (8-8, 12-12, 5-5, 7-7, 17-17 и 19-19) необходимо учитывать при разработке краевых зон залежей.

Полученные в результате проведенных исследований данные о распространении зон трещиноватости, фильтрационно-емкостных свойствах пород и построенная разломно-блочная модель продуктивных пластов Ю1-4 Урненского и Усть-Тегусского месторождений позволяют использовать их при планировании размещения добывающего и нагнетательного фонда скважин, а также для оптимизации системы разработки сложнопостроенных залежей УВ.

Основными направлениями их использования являются:

1. Учет влияния фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов при разработке залежей. Основными участками разработки изучаемых пластов являются зоны повышенных нефтенасыщенных толщин (участки 38-1а, 38-1б, 51-1 Урненского и участки 44-1, 57-1 Усть-Тегусского месторождений), находящиеся между прикупольными и приподошвенными (участки 38-2а, 38-2б, 51-2, 38-3, 51-3, 38-4б Урненского и 44-2а, 44-2б, 57-2a, 57-2б, 44-3б Усть-Тегусского месторождений) зонами залежей (рис. 6). В этих зонах рекомендуется максимально улучшать гидродинамическую связь пласта в системе добывающая скважина - нагнетательная скважина за счет оптимизации выбора интервалов перфорации, системы заводнения, формирования зоны стягивания путем регулирования режима эксплуатации добывающих скважин.

Оптимизация выработки запасов предполагает мероприятия, направленные на интенсификацию добычи нефти, прежде всего в приподошвенных и прикупольных участках залежи, путем проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах, зарезок боковых (горизонтальных) стволов, регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, применения различных методов воздействия на призабойную зону пласта.

2. Учет влияния структурно-тектонического фактора при размещении добывающего и нагнетательного фонда скважин. Для этого в первую очередь необходимо организовать приконтур-ную систему расположения нагнетательных скважин.

В дальнейшем по мере выработки запасов с целью поддержания пластового давления в центральной части залежи необходимо переводить в режим нагнетания часть низкодебитных добывающих скважин, расположенных в прикупольной зоне локальных структур и характеризующихся выклиниванием объекта разработки (выполаживанием эффективной нефтенасыщенной толщины).

а

б

Рис. б. Схемы рекомендуемого размещения эксплуатационных скважин объекта Ю, Урненского (а) и Ю2-4 Усть-Тегусского месторождений (б), совмещенные с картами текущих отборов

Участками приконтурного и прикупольного заводнения на Урненском месторождении являются 38-2а, 38-2б, 51-2, 38-3, 51-3 и 38-4б, на Усть-Тегусском месторождении - 44-2а, 44-2б, 57-2а, 57-2б и 44-3б (рис. 6). Участки приразломного заводнения на Урненском месторождении - 38-4а, 38-4б, 51-4, на Усть-Тегусском месторождении - 44-3а, 44-3б, 57-3а, 57-3б (см. рис. 6).

Выводы

1. Результаты построения разломно-блочной модели показывают, что на территории Урненского и Усть-Тегусского лицензионных участков имеется система разрывных нарушений регионального и локального рангов.

2. Данные о выявленных зонах трещиноватости, фильтрационно-емкостных свойствах пород и разломно-блочная модель исследуемой территории являются основой для принятия ряда уточняющих технологических решений по оптимизации разработки залежей в пластах Ю1 Урненского и Ю2-4 Усть-Тегусского месторождений.

Список литературы

1. Николаев А.Ю. Анализ влияния техногенной трещиноватости на пласт АБ|'2 «рябчик» Самотлорского месторождения при условии искусственного заводнения / А.Ю. Николаев, А.В. Бодрягин, В.Б. Маркелов и др. // Технологии разработки нефтегазовых месторождений. -Тюмень: НК Черногорнефтеотдача, 2003.

2. Ермаков В.И. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера / В.И. Ермаков, А.Н. Кирсанов, Н.Н. Кирсанов и др.; под ред. В.И. Ермакова. А.Н. Кирсанова. - М.: Недра, 1995. - 464 с.

3. Петухов А.В. Теория и методология изучения структурно-пространственной зональности трещинных коллекторов нефти и газа / А.В. Петухов. - Ухта: Ухтинский государственный технический университет, 2002. - 276 с.