СПОСОБ ЛОКАЛИЗАЦИИ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ В КРЕМНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ВЕРХНЕГО МЕЛА
METHOD OF LOCALISING HYDROCARBON RESERVES IN SILICEOUS DEPOSITS OF THE LATE CRETACEOUS

Изобретение относится к геологоразведочным работам в части оценки запасов углеводородов в кремнистых отложениях осадочного чехла.
Известен способ определения степени кристаллизации кремнезема по изменению объемной плотности и частично нейтронной пористости на основании данных геофизических исследований скважин (ГИС) [Деревскова Н.А., Кравченко Т.И., Лыкова С.Б., Дряблов С.Н. Закономерности изменения литологического состава пильской свиты о. Сахалин в связи с перспективами добычи нефти из кремнистых отложений // «Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2014. Выпуск 37. № 4. - с. 34-40]. Способ позволяет разделять пласты с высоким содержанием кремнезема на высокопористые (перспективные) и низкопористые (неперспективные) по данным расширенного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС).
Недостатком способа является необходимость проведения расширенного комплекса ГИС и локальный характер прогноза. Сравниваемый способ не позволяет картировать границу фазового перехода аморфного опала в кристаллическое состояние и, соответственно, резкого ухудшения коллекторских пород в региональном масштабе.
Известен способ прогноза скоплений нефти в карботнатно-кремнистых коллекторах баженовской свиты, возникших под действием гидротермальной проработки баженовитов [RU 2596181 С1, МПК G01V 11/00, опубл. 27.08.2016]. Сущность метода заключается в оконтуривании геофизическими методами зон усиленной генерации углеводородов, связанных с температурными аномалиями и гидротермальной проработкой пород с высоким содержанием углерода, причиной которых являются интрузии кислого состава.
Данный способ неприменим в северных и центральных районах Западной Сибири, где отсутствуют зоны локального прогрева и разгрузки флюидов как следствие внедрений интрузий кислого состава.
Известен способ локализации запасов в нефтематеринских толщах путем дифференциации разреза на литотипы по акустическим, плотностным и петрофизическим характеристикам, анализа зависимости свойств и мощностей литотипов от запускных дебитов скважин и построения карты эффективных нефтенасыщенных плотностей [RU 2572525 С1, МПК G01V 1/48, G01V 1/50, G01V 11/00, опубл. 20.01.2016]. Способ локализации предполагает выделение перспективных участков в пределах месторождения по данным интерпретации результатов геофизических и промысловых испытаний, построение карт эффективных нефтенасыщенных мощностей, пористости и распределения плотности запасов нефти.
Недостатком способа является требование хорошей изученности района бурением и локальный характер прогноза распределения запасов нефти.
Известен способ локализации залежей углеводородов описан в работе [Булгаков Р.Ф., Жаров А.Э., Кораблинов В.Е., Кровушкина О.Α., Терещук А.А. Критерии идентификации кремнистых толщ и песчаных коллекторов в осадочных разрезах Охотоморского шельфа по скважинным и сейсмическим данным // Материалы Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE, 26-28 октября 2010 г, Москва, Россия] по изучению кремнистых толщ на шельфе Северного Сахалина. Способ основан на анализе сейсмических данных, локализацию проводят путем разделения участков (пластов) по степени преобразованности кремнистого вещества на слабо преобразованные с опалом, кристабалитом и тредимитом ОКТ (перспективные) и сильно преобразованные с кремнеземом (неперспективные). Границы участков соответствуют зонам перехода между модификациями кремнезема и иногда проявлены парным диагенетическим разделом. Граница перехода ОКТ в халцедон обладает определенными морфологическими признаками, которые на сейсмических разрезах проявляются одной или двумя субгоризонтальными, протяженными отражающими границами, субсогласными или косо секущими ритмично чередующимися фазами разной амплитуды.
Данный способ предполагает наличие регионально увязанных сейсмических данных хорошего качества, что зачастую невозможно и требует больших затрат.
Изучаемый надсеноманский комплекс залегает на небольших глубинах (400-1000 м, максимальные глубины не превышают 1500 м). Поэтому обработка сейсмических материалов обязательно должна учитывать наличие на территории Западно-Сибирской плиты многолетнемерзлых пород, имеющих сложное мозаичное строение, существенно осложняющих работы с сейсмическими данными. Недоучет мерзлотного слоя, либо некорректно введенные поправки зачастую искажают волновое поле на временных сейсмических разрезах.
Однако, даже локально подсеченная аномалия акустической плотности на временном разрезе дает возможность определить, либо уточнить глубинную границу перехода ОКТ в халцедон.
В геологическом разрезе о. Сахалин изучение ряда непрерывных кремнистых толщ на морских площадях Хангузинской, Магаданской, Хмитьевской в заливах Анива и Терпения, на ряде площадей Татарского прогиба, а также фрагментарных разрезов, позволило выявить зональность в распределении форм кремнезема в зависимости от глубин максимального погружения дна палеобассейна и палеотемператур [Деревскова Н.А., Кравченко Т.И., Лыкова С.Б., Дряблов С.Н. Закономерности изменения литологического состава пильской свиты о. Сахалин в связи с перспективами добычи нефти из кремнистых отложений // «Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2014. Выпуск 37. № 4. - с. 34-40]. Первый показатель определялся по типовым кривым изменения физических свойств (плотность, открытая пористость) глинистых пород, а палеотемпературы - по отражательной способности витринита. Органогенный опал-α (органогенная диатомовая структура) сохраняется до глубины погружения 1250-1300 м при палеотемпературах менее 50°С, опала-КТ и α-кристобалита в халцедон - 1800-2000м (в зависимости от глинистого материала в опоках) при температурах более 70°С α-Кристобалит имеет узкий диапазон существования, определяется не всегда, и пока точно не установлена его глубинная приуроченность.
Результаты, полученные при изучении кремнистых отложений на О.Сахалин, считаем приемлемыми для отложений Западной Сибири и принимаем за аналог.
Технической проблемой при использовании заявляемого изобретения является: картирование положения границы перехода аморфного опала в кристаллическое состояние, позволяющей локализовать зону развития перспективного кремнистого коллектора и, соответственно, отсечь районы, характеризующиеся распространением перекристализованных форм опала (неколлектор).
Осуществление заявленного технического решения позволяет достичь технический результат, который заключается в повышении достоверности локализации зон распространения нетрадиционного коллектора, представленного опоками и опоковидными глинами, позволяющей сделать прогноз содержания углеводородов в отложениях березовской свиты.
Указанный технический результат достигается тем, что способ локализации запасов углеводородов в кремнистых отложениях верхнего мела включает проведение геолого-геофизических и промысловых исследований скважин, комплексный анализ их результатов, отличающийся тем, что проводят корреляцию пластов опок и опоковидных отложений с использованием данных геофизических исследований по скважинам, расположенных равномерно по площади, кремнистых потенциально продуктивных пластов к сейсмоотражающим горизонтам, осуществляют построение структурной карты по кровле кремнистых отложений, которую корректируют с учетом уменьшения мощности отложений за счет неоген-четвертичного размыва, определение минимальных глубин, на которых происходит переход от биогенного опала к перекристаллизованным формам халцедона и кварца в кремнистых отложениях, выделяют на территории региона три зоны по граничным значениям глубин перехода опала в халцедон на карте палеоглубин; осуществляют контроль полученных результатов температурным фактором, для чего строят карту палеотемператур в кровле кремнистых отложений как сумму современных температур коллектора, по данным фактических замеров в скважинах, и значений охлажденности пород за неоген-четвертичное время, путем совмещения палеотемпературных и структурных построений получают окончательные скорректированные границы высокоперспективной, среднеперспективной и бесперспективной зон распространения коллектора.
Пример конкретного выполнения способа представлен на следующих иллюстрациях:
Фиг. 1. Представлено зонирование территории с применением граничных значений (фрагмент карты палеоглубин по кровле нижнеберезовской свиты в районе Берегового и Харампурского месторождений).
Фиг. 2. Сравнительный анализ опок пласта НБ1 в шлифах Харампурской и Береговой скважин.
3
Верхнемеловые кремнистые и кремнисто-глинистые отложения, имеют региональное распространение в пределах почти всего Западно-Сибирского осадочного бассейна, за исключением восточных и северо-восточных окраин. В 2016-2018 годах в этих отложениях впервые были открыты залежи газа на Медвежьем и Харампурском месторождениях. Ресурсы надсеноманского комплекса, оцениваемые разными исследователями для всей территории Западной Сибири, колоссальны, но в силу малой изученности имеют существенный разброс от 6,5 до 50 трлн м. Оценка запасов напрямую зависит от объема коллектора. В процессе уплотнения, дегидратации и литогенеза под влиянием палеотермобарических условий органогенный опал переходит в опал-КТ, затем в кристобалит и далее в халцедон и кварц. Кристаллизация опала приводит к полной потере коллекторских свойств пород.
Все кремнистые слои имеют признаки коллектора: наличие проникновения на разноглубинных кривых сопротивлений, глинистой корки по данным кавернометрии, отрицательные аномалии кривой ПС и крайне низкие значения радиоактивности.
Разделить кремнистые породы на опоковиные нераскристаллизованные коллекторы и раскристаллизованные кристабалит-халцедоновые неколлекторы возможно по физическим свойствам: пористости, плотности породы, и скорости распространения продольных волн.
Предложенный способ заключается в определении зональности распространения форм кремнезема, слагающего березовскую свиту и ее аналоги.
Предлагаемый способ основан на использовании региональных карт палеоглубин и палеотемператур кремнистых отложений Западно-Сибирского осадочного бассейна с учетом отсечки по граничным значениям.
Способ осуществляют следующим образом.
Проводят корреляцию опок и опоковидных отложений с использованием данных геофизических исследований по не менее 100 опорным скважинам, расположенных равномерно по площади, с привязкой потенциально продуктивных слоев к сейсмоотражающим горизонтам. На территории Западной Сибири хэяхинская пачка (приурочена к кровле нижнеберезовской подсвиты), сложенная преимущественно опоками, является региональным репером, который уверенно следится как по данным ГИС (главный критерий - пониженные значения радиоактивности), так и на сейсмических разрезах. На основании полученных данных строят структурную поверхность современного рельефа кремнистой толщи в разрезе надсеноманского комплекса Западной Сибири.
Построенная структурная карта по кровле кремнистых отложений корректируется с учетом уменьшения мощности отложений за счет неоген-четвертичного размыва верхней части осадочного чехла. В результате получают карту палеоглубин по кровле кремнистых пород.
Минимальные глубины, при которых фиксируется переход от биогенного опала к перекристаллизованным формам халцедона и кварца в кремнистых отложениях, имеют диапазон значений 1250 м-1300 м, что создает зону неопределенности. При пересечении граничных значений (1250 м и 1300 м) с картой палеоглубин получают два контура, которые в плане делят территорию на три зоны.
Зона глубин выше 1250 м, характеризующаяся распространением неизмененного биогенного опала, т.е. зона максимальных перспектив с наиболее высокой долей вероятности наличия пород, обладающих коллекторскими свойствами.
Зона неопределенности, с интервалом глубин 1250-1300 м, где опал уже подвержен процессам кристаллизации. Среднеперспективная зона, где существует риск обнаружения низкопроницаемых кремнистых пород, требует доизучения.
Зона глубин выше 1300 м, заведомо неблагоприятная для обнаружения коллектора. Ожидается наличие перекристаллизованных форм халцедона.
Осуществляют контроль полученных результатов температурным фактором. Для этого строят карту палеотемператур в кровле кремнистых отложений как сумма современных температур коллектора, по данным фактических замеров в скважинах и значений охлажденности пород за позднеолигоценовое-четвертичное время в кровле сеноманских отложений [Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири М: Недра. 1987. 134 стр.]. Температуры, при которых происходит преобразование опала, варьируют в диапазоне 50-70°С [Булгаков Р.Ф., Жаров А.Э., Кораблинов В.Е., Кровушкина О.Α., Терещук А.А. Критерии идентификации кремнистых толщ и песчаных коллекторов в осадочных разрезах Охотоморского шельфа по скважинным и сейсмическим данным // Материалы Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE, 26-28 октября 2010 г, Москва, Россия]. Пересечение принятых граничных значений температур (50°С и 70°С) с картой палеотемператур по аналогии с глубинными построениями образует три зоны. Наложение температурных и глубинных зон позволяет получить окончательные скорректированые границы высокоперспективной, среднеперспективной и бесперспективной зон распространения коллектора.
На фиг. 1 показан пример применения заявляемого способа локализации нетрадиционного коллектора в кремнистых отложениях вблизи Харампурского и Берегового участков. По значениям палеотемператур и палеоглубин Береговой участок относится к приграничной зоне кристаллизации опок, что объясняет ухудшение фильтрационно-емкостных свойств по сравнению с расположенным южнее Харампурским месторождением.
3
3
Так, фактические замеры объемной плотности по керну нижнеберезовской свиты на Харампурской площади составили 1,55-1,65 г/см, на Береговом участке 1,88-2 г/см (Западная Сибирь). При сравнительном анализе опок в шлифах из скважин Харампурской и Береговой площади (фиг. 2), для Береговой характерны пониженные значения пористости, проницаемости, содержаний кварца, суммы глин и монтмориллонита; повышенные значения объемной плотности и доли иллита (как производной от преобразования монтмориллонита в катагенезе).
На фиг. 2 показана различная степень преобразованности кремнистого материала пласта НБ1 в шлифах Харампурской и Береговой скважин. Керн из продуктивного пласта НБ1 в скважинах Харампурского ЛУ, в целом, аналогичен керну в скважинах Берегового ЛУ, но прослои сгущения глинистых слойков уплотнения в скважинах отмечаются относительно чаще и имеют заметно более выраженный характер.
Таким образом, особенности распределения фильтрационно-емкостных свойств пород резервуара и соотношения глинистых минералов свидетельствуют о повышенной степени катагенетической преобразованности опок, с ухудшением коллекторских свойств, что подтверждается результатами испытаний на этих двух участках.