Кремнистые коллекторы баженовского горизонта Средне-Назымского месторождения и структура их пустотного пространства

УДК 55.553.982/983

Н.С. Балушкина1, Г.А. Калмыков2, В.С. Белохин3, Р.А. Хамидуллин4, Д.В. Корост5

КРЕМНИСТЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ БАЖЕНОВСКОГО ГОРИЗОНТА СРЕДНЕ-НАЗЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И СТРУКТУРА ИХ ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА

Приведены результаты изучения коллекторов нефтеносной тутлеймской свиты баженовско-го горизонта — аналога баженовской свиты на Средне-Назымском месторождении. Исследованы их вещественный состав, фильтрационно-емкостные свойства, геохимические характеристики органического вещества, структура пустотного пространства, установлены факторы, влияющие на величину пористости и проницаемости коллекторов. Выявлены изменения структуры поро-вого пространства пород, обеспечивающие первичную миграцию нефти из нефтематеринских пород матрицы в породы-коллекторы тутлеймской свиты.

Ключевые слова: баженовская свита, Западная Сибирь, Средне-Назымское месторождение, нетрадиционные резервуары, структура пустотного пространства, органическое вещество.

This work presents results of the study reservoirs of the Tutleim Formation in the Sredniy Nazym oil field. Tutleim Formation is part of the Bazhenov Horizon and is equivalent to the Bazhenov Formation. There were determined thickness, mineral composition, reservoir properties, pore space structure and geochemical characteristics of the organic matter of reservoirs. Main factors that control the porosity and permeability in the same litho-types were identified. Detected pore structure changes in rocks provide primary oil migration from source matrix to reservoir in the Tutleim Formation.

Key words: Bazhenov Formation, West Siberia, Sredniy Nazym oil field, unconventional reservoirs, pore space structure, organic matter.

Введение. Баженовская свита и ее аналоги, входящие в состав баженовского горизонта, составляют основную нефтематеринскую толщу в ЗападноСибирском нефтегазоносном бассейне (ЗСНГБ), а также представляют немалый интерес в качестве объекта поиска, разведки и разработки залежей. Промышленная продуктивность пласта Ю0 баженовского горизонта доказана на многих месторождениях и площадях ЗСНГБ, открыты 92 залежи нефти [Нестеров, Брехунцов, 2010], которые расположены преимущественно в центральной части ЗСНГБ. Цель исследования — выделение в разрезе и изучение состава и структуры пустотного пространства коллекторов тутлеймской свиты баженовского горизонта на территории Средне-Назымского месторождения, где ведется разработка пласта Ю0.

Геологами-нефтяниками разработаны десятки моделей коллекторов баженовского горизонта, механизмов их формирования и закономерностей распределения [Афанасьев и др., 2010]. Существует ряд причин, осложняющих получение объективной информации о коллекторе. Так, аномальный для терригенного разреза Западной Сибири веществен-

ный состав пород баженовского горизонта при его малой мощности ограничивает применение прямых качественных признаков коллектора и делает весьма затруднительным его изучение с использованием диаграмм ГИС и сейсморазведки. Вследствие аномально высокого пластового давления (АВПД) и хрупкости породы при бурении часто разрушаются и не выносятся на дневную поверхность или разрушаются при проведении исследований, что затрудняет изучение коллектора на образцах керна. Баженовские резервуары относятся к нетрадиционным, что ограничивает применение стандартных при исследовании керна методик выделения и изучения коллекторов.

При изучении нефтеносных разрезов тутлеймской свиты мы учли опыт и предшествующие результаты, полученные нашими коллегами, однако фактически ни одна из известных нам моделей не нашла полного подтверждения. Это и побудило нас уделить особое внимание изучению коллекторов.

Объект исследования, фактические материалы и методы исследований. Объектом исследования послужили отложения тутлеймской свиты баженовского горизонта на территории Средне-Назымского место-

1 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, ст. науч. с., доцент; e-mail: gera64@mail.ru

2 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, инженер, канд. геол.-минерал. н.; e-mail: natalybal@gmail.com

3 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, науч. с., канд. физ.-мат. н.; e-mail: lordbvc@mail.ru

4 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, науч. с.; e-mail: khra@geol.msu.ru

5 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, науч. с., канд. геол.-минерал. н.; e-mail: dkorost@mail.ru

рождения. Месторождение находится в центральной части Западно-Сибирского бассейна и приурочено к Елизаровскому прогибу, осложняющему восточный склон Красноленинского свода. В пределах восточного склона Красноленинского свода продуктивность пласта Ю0 установлена на Рогожниковской, Средне-назымской, Назымской площадях, Ем-Еговском, Па-ляновском, Каменном месторождениях. На Галянов-ском, Паляновском и Ем-Еговском месторождениях ведется опытно-промышленная эксплуатация, дебит нефти достигает 150—350 м3/сут [Глухманчук и др., 2013; Балушкина и др., 2013; Карнюшина, 2003].

Фактический материал представлен керном, данными каротажа и результатами промысловых испытаний скважин, вскрывших тутлеймскую свиту. Всего исследован керн из 4 скважин, проинтерпретированы каротажные данные и промысловые испытания 8 скважин. Благодаря усовершенствованию технологий бурения и отбора керна все скважины характеризуются 100%-ным выносом керна, что позволило провести современное комплексное изучение разрезов нефтеносных пород тутлеймской свиты.

Методы изучения колонок полноразмерного керна включали литологическое описание, характеристику свечения в ультрафиолете, профильные измерения естественной радиоактивности и проницаемости. На образцах керна измеряли пористость газоволюметри-ческим методом и методом керосинонасыщения до и после экстракции органическими растворителями, абсолютную газопроницаемость по азоту, проводили пиролиз RockEval до и после экстракции, карбона-тометрию, описывали петрографические шлифы. Поровые флюиды изучали методом газожидкостной хроматографии. Вещественный состав пород определяли на основе данных рентгено-флуоресцентного анализа с привлечением результатов рентгенофазово-го анализа, карбонатометрии и пиролиза.

Структуру пустотного пространства пород изучали методами стандартной петрографии, сканирующей электронной микроскопии и микротомографии.

Результаты исследований и их обсуждение. Под коллектором мы понимаем породы, обеспечивающие приток нефти из пласта в скважину без дополнительных геолого-технических мероприятий, таких, как

Кремнезем 9-71%

Кальцит 9-69%

Пористость 0-17%

Глинистые минералы 1-9%

Доломит 9-66%

Рис. 1. Объемная минерально-компонентная модель нефтенасы-щенных пород-коллекторов тутлеймской свиты

кислотная обработка, гидроразрыв пласта, тепловое воздействие на скважину и призабойную зону. Обязательное условие для коллекторов — наличие в них сообщающихся пустот, заполненных подвижной нефтью.

Большое количество органического вещества, содержащегося в породах, вызывает сложности с определением пористости на образцах керна. Использование спиртобензольной смеси или хлороформа приводит к экстрагированию как свободной нефти, так и растворимой части органического вещества, поэтому методика измерения пористости после экстракции органическим растворителем завышает значения пористости и проницаемости пород. Мы сравнили различные методики определения объема порового пространства в породах баженовской свиты и показали, что корректнее проводить измерения на неэкстрагированных образцах методом керосинона-сыщения [КМтёиШп й а1., 2012; Хамидуллин и др., 2013], поэтому далее в работе мы используем значения пористости пород, измеренные таким методом.

Наличие подвижной нефти определяли по комплексу параметров пиролиза: содержание свободных углеводородов (81, мг УВ/г породы), соотношение 81/ 82, значения индекса продуктивности Р1 и битумоид-ного коэффициента р81 ([81-100/Сорг]/10, %), отражающего степень битуминизации органического вещества [Балушкина и др., 2013; Лопатин, Емец, 1987].

Для выделения коллекторов в разрезах совместно проанализированы промысловые данные об интервалах притока, фильтрационно-емкостных свойствах и геохимических характеристиках органического вещества пород. К коллекторам были отнесены породы, характеризующиеся одновременно следующими показателями: пористостью >4,35%, газопроницаемостью >0,05 мД, содержанием свободных углеводородов >7,26 мг УВ/г породы, значениями битумоидного коэффициента >17% и индекса продуктивности >0,35 (таблица).

Породы-коллекторы представлены низкоглинистыми силицитами и карбонатизированными си-лицитами. Состав пород-коллекторов определяется соотношением биогенного кремнезема, кальцита и/ или доломита и в меньшей степени керогена и глинистых минералов. Среди карбонатных минералов могут присутствовать как кальцит, так и доломит (рис. 1). Значения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), вещественный состав и пиролитические параметры силицитов и карбонатизированных силицитов приведены в таблице.

Суммарная мощность кремнистых и карбонатно-кремнистых пород в разрезах может достигать 10 м, однако суммарная мощность коллекторов в них не превышает 2 м. Источником биогенного кремнезема силицитов служили радиолярии, остатки скелетов которых хорошо диагностируются в шлифах. Радио-ляриевая структура сохраняется и в карбонатизиро-ванных силицитах (рис. 2).

Вещественный состав, фильтрационно-емкостные свойства и характеристика органического вещества кремнистых и карбонатно-кремнистых коллекторов тутлеймской свиты

10 Я Минеральный состав породы, масс.% Фильтрационно-емкостные свойства Пиролиз RockEval

& & 1 3 К л кварц натриевый полевой шпат кальцит доломит сидерит пирит глинистые минералы Кпр, мД Кп керосин, % S1, мг УВ/г породы S2, мг УВ/г породы PI Т оС ТОС, % Ш

1 86,59 1,64 0,00 0,00 0,19 3,58 4,64 0,07 8,44 10,42 8,26 0,56 441 3,36 246

2 82,67 1,64 0,00 0,00 1,45 6,07 4,53 0,05 7,37 9,55 8,84 0,52 439 3,65 242

3 54,96 1,85 3,90 25,77 0,00 3,81 7,22 0,17 7,06 7,35 6,23 0,54 436 2,38 262

4 51,35 15,17 9,38 4,82 0,66 429 2,27 212

5 73,58 0,39 0,19 16,15 0,00 4,74 1,55 3,00 10,99 15,86 6,53 0,71 424 3,31 197

6 75,27 0,39 0,00 10,53 0,00 8,39 2,93 2,38 11,9 10,35 5,33 0,66 429 2,5 213

7 74,21 0,00 20,29 1,35 0,00 0,77 0,00 0,05 4,81 7,38 8,49 0,47 440 3,37 252

8 48,14 0,00 0,40 44,29 0,00 4,55 1,38 0,02 0,09 1,36 2,51 0,35 440 1,14 220

9 0,99 0,00 95,47 0,40 0,00 2,38 0,00 0,06 0,95 0,96 1,47 0,39 439 0,76 193

10 49,49 0,00 49,49 0,00 0,00 0,40 0,00 0,58 1,47 1,66 1,25 0,57 438 0,62 202

11 74,21 0,00 20,29 1,35 0,00 0,77 0,00 0,05 4,81 7,38 8,49 0,47 440 3,37 252

Поровое пространство коллекторов изучали на сколах под сканирующим электронным микроскопом при разном увеличении. Наиболее крупные пустоты (рис. 3, а, б) имеют округлую и башенковидную форму, повторяющую формы скелетов радиолярий, их диаметр достигает 200 мкм. Эти пустоты растворения радиолярий обеспечивают емкость пород, достигающую 15,17% (таблица), и представляют собой микрокаверны.

Кроме пустот растворения скелетов радиолярий в коллекторах присутствует большое количество пустот, приуроченных к кремнистым участкам породы и имеющих размеры не более 10 мкм. Такие участки, как правило, оконтуривают пустоты растворения скелетов радиолярий либо кристаллы карбонатных минералов в карбонатизированных скелетах (рис. 3, б, в). Эти участки сложены микрокристаллами кварца (рис. 3, в) или агрегатами кварца—халцедона

(рис. 3, г), а сами поры представляют собой пустоты между отдельными кристаллами или агрегатами и обеспечивают сообщаемость более крупных пустот между собой и с общей массой породы.

Анализ взаиморасположения выявленных пустот в объеме породы проведен с помощью рентгеновской микротомографии, позволяющей реконструировать внутреннюю структуру образца без нарушения его целостности. На плотностном рентгеновском сечении (рис. 4) разными оттенками серого показано распределение плотности образца породы коллектора. Наиболее плотные участки имеют белый цвет на рентгеновских срезах, тогда как наименее плотные характеризуются почти черным цветом. На плотностных рентгеновских сечениях пустоты растворения скелетов радиолярий (микрокаверны) имеют округлую и овальную форму, диаметр их составляет «-0,1 мм,

б

Рис. 2. Микрофотография шлифа породы-коллектора с пористостью 12,11%: а — при параллельных николях, б — при скрещенных

николях

сообщаемость обеспечивается за счет мелких каналов в минеральной матрице породы. Эти каналы представляют собой межкристаллические и межагрегатные пустоты. Трещины отсутствуют. Микротомографический 3D-анализ строения пустотного пространства пород-коллекторов позволяет утверждать, что они относятся к коллекторам порового типа.

На рис. 5 показана зависимость значений коэффициента пористости, определенных по керосину и по газу. Известно, что газ в силу меньшего размера молекул может проникать в более узкие капилляры и трещины, чем керосин. При этом керосин — слабый растворитель, что позволяет ему вытеснять молекулы нефти из порового пространства. Анализ зависимости, приведенной на рис. 5, показывает, что при пористости по газу >6% пористость по кросину превышает пористость по газу. Это значит, что в породе отсутствуют мелкие капилляры, по которым может пройти газ. На рис. 6 приведена зависимость значений коэффициента проницаемости от значений коэффициента пористости. Эта зависимость хорошо аппроксимируется экспоненциальной функцией. Квадрат коэффициента корреляции равен 0,87. Эта зависимость соответствует таковой для поровых коллекторов. Совместный анализ приведенных зависимостей показывает, что пустотное пространство можно характеризовать как поровое.

В качестве одного из важнейших факторов, контролирующих ФЕС коллекторов, выступает интенсивность процессов карбонатизации. Так, при анализе данных, приведенных в таблице, видно, что наихудшими ФЕС и нефтенасыщенностью на границе аналитического обнаружения обладают апорадиоляриевые известняки (образец 9), более чем на 75% сложенные кальцитом. Их также отличает крайне низкое содержание органического вещества, не превышающее 1%. Остаточный генерационный потенциал апорадиоляриевых известняков низкий и составляет не более 1,5 мг УВ/г породы. Ухудшение ФЕС происходит и при увеличении содержания доломита >40% (образец 8, таблица).

Еще один компонент, влияющий на величину ФЕС, — пирит. Занимая поровый объем, пирит при одинаковом составе минерального скелета породы будет ухудшать ФЕС пород. Влияние пиритизации на объем порового пространства смоделировано и оценено с помощью рентгеновского микротомографа. В качестве примера рассмотрены образцы А и Б с пористостью 7,83 и 15,17%, проницаемостью <0,1 и 50 мД соответственно. Для образца Б при наличии 1% пирита в объеме породы пористость уменьшилась с 16 до 15%. В то же время для образца А при наличии в объеме породы 8% пирита пористость уменьшилась с 15 до 7% (рис. 7).

Рис. 3. Пустоты выщелачивания радиолярий в карбонатно-крем-нистой породе (а—г), снятые под растровым электронным микроскопом. Коэффициент пористости 12,11%

Пирит

Пустоты между кристаллами кварца ^ агрегатами кварца-й^А халцедо^^.

шшш

. 'Г' « '

жШР

шш

ЯВ&

мш

м-

- - «

•... к V

!

ШШШ'Ш

шшШ

Карбонатизированные~ '•• радиолярии

ные " ' \ Пустоты растворения

радиолярии

Рис. 4. Плотностное рентгеновское сечение образца коллектора с пористостью 12,11%

и проницаемостью 2,94 мД

16

14

12

10

х

и о о.

О)

Кпке>>= 1,071^-0,32 № = 0,98

В разрезе свиты коллекторы расположены непосредственно под высокорадиоактивной толщей глинисто-кремнистых пород матрицы, которые характеризуются максимальной концентрацией в них ОВ и наилучшими нефтегенерационными свойствами (30—130 кг УВ/т породы, среднее 50 кг УВ/т породы) и низкими ФЕС (на границе аналитического обнаружения). Эта толща получила условное название «основная нефтематеринская матрица».

100,000

10,000

5_ 1,000

0,100

6 8 10 К„ по газу, %

12 14

16

0,010

Кпр = 0,0001 е°'85К" ^ = 0,87

0

6 8 10 Кп по керосину, %

12 14

16

Рис. 5. Сопоставление открытой пористости по газу с открытой пористостью по керосину для коллекторов тутлеймской свиты

Рис. 6. Сопоставление открытой пористости по керосину с абсолютной газопроницаемостью образцов (Кпр) для коллекторов тутлеймской свиты

Рис. 7. Реконструкция влияния аутигенного пирита на емкостные свойства образцов А (слева) и Б (справа), выполненная с помощью рентгеновского микротомографа. Диаметр образцов 3—4 мм

По составу алкановых углеводородов битумоиды из этой толщи относятся к автохтонным (сингене-тичным). Для них на хроматограммах фиксируется короткий ряд нормальных алканов. Между пиками н-алканов фиксируется большое количество неиден-тифицированных пиков (гомологических рядов изо-и/или циклического строения). Отмечен большой нафтеновый фон, условно представляющий собой

количество не разделяемых газохроматографиче-ским методом сложных полициклических структур (рис. 8).

На хроматограммах битумоиды, выделенные при экстракции из пород-коллекторов, залегающих ниже, характеризуются рядом нормальных алканов от н-С15 до н-С36_38, небольшим нафтеновым фоном и незначительным по сравнению с сингенетичными

Рис. 8. Сопоставление состава битумоидов и томографического изображения породы для основной нефтематеринской толщи, генерирующей углеводороды

битумоидами количеством неидентифицируемых пиков. Эта группа битумоидов была отнесена к ал-лохтонным (рис. 8).

Образцы керна, отобранные на границе основной нефтематеринской толщи и коллектора, изучены с помощью рентгеновского микротомографа. В результате установлено, что на границе развита сеть трещин, раскрытость которых составляет 10« мкм. Трещины перпендикулярны напластованию, не выходят на поверхность образца, т.е. их формирование не связано с механическим повреждением хрупких пород при пробоподготовке (рис. 8). Основную часть минерального скелета трещиноватой породы составляет кремнистое вещество.

Битумоиды, выделенные из образцов этой группы, характеризуются на хроматограммах увеличением ряда н-алканов (до н-С31), уменьшением нафтенового фона и количества неидентифицированных пиков по сравнению с автохтонными битумоидами основной нефтематеринской толщи и относятся к группе пар-автохтонных битумоидов (рис. 8).

Таким образом, эмиграция битумоидов из нефте-материнской толщи в коллектор происходила внутри самой толщи за счет зафиксированных трещин флюи-доразрыва, развитых на контакте нефтематеринской толщи и коллектора.

Полученные результаты о вещественном составе и ФЕС коллекторов позволили разработать объемную минерально-компонентную модель коллектора для расчета пористости пород по данным каротажа. С использованием данных радиоактивного, нейтронного, бокового каротажа рассчитана пористость в интервале залегания коллектора и получена хорошая сходимость значений пористости, измеренных на керне и рассчитанных по комплексу ГИС (рис. 9).

На основании промыслово-геофизических данных исследований в скважинах выделены нефтеот-дающие интервалы, положение которых отвечает положению выделенного на керне пласта коллектора, что подтверждает правильность сделанных нами выводов и расчетов.

Рис. 9. Сопоставление измеренной на керне и расчитанной по данным каротажа пористости пород-коллекторов тутлеймской свиты

Выводы. 1. В разрезе тутлеймской свиты Средне-Назымского месторождения выделен коллектор в силицитах и карбонатизированных силицитах. Измеренная пористость пород-коллекторов изменяется от 4,35 до 15,17%, абсолютная газопроницаемость — от 0,05 до 51,35 мД. Результаты изучения структуры пустотного пространства с помощью растрового электронного микроскопа и рентгеновского микротомографа, а также зависимостей пористость—пористость и пористость—проницаемость позволили отнести коллекторы к порово-микрокавернозному типу. Наиболее крупные пустоты (до 200 мкм) обеспечивают емкость коллекторов и являются полостями растворения скелетов радиолярий, более мелкие пустоты (до 10 мкм), обеспечивающие проницаемость коллекторов, выявлены между отдельными кристаллами

кварца или агрегатами кварца—халцедона в основной массе пород.

2. На характеристики фильтрационно-емкостных свойств отрицательно влияют интенсивность наложенной карбонатизации и аутигенная пиритизация. Апорадиоляриевые известняки непористые, непроницаемые, почти не содержат свободных углеводородов и не представляют интереса в качестве коллекторов.

3. В зоне контакта основной нефтематеринской толщи и коллектора развита сеть вертикальных микротрещин флюидоразрыва, обеспечивающих миграцию микронефти из нефтематеринской толщи в коллектор. Эти трещины распространены локально и не обеспечивают фильтрационных свойств пород-коллекторов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Афанасьев И.С., Гаврилова Е.В., Бирун Е.М. и др. Баженовская свита. Общий обзор, нерешенные проблемы // Науч.-техн. вестн. ОАО «НК Роснефть». 2010. № 4. С. 20-25.

Балушкина Н.С., Калмыков Г.А., Кирюхина Т.А. и др. Закономерности строения баженовского горизонта и верхов абалакской свиты в связи с перспективами добычи нефти из них // Геология нефти и газа. 2013. № 3. С. 48-61.

Глухманчук Е.Д., Крупицкий В.В., Леонтьевский А.В., Кофанов О.А. Проблема рентабельного освоения сложно-построенных месторождений и апробированный путь ее решения. URL: www.csr-nw.ru/upload/file_content_374.pdf (дата обращения: 09.10.2013).

Дахнова М.В., Назарова Е.С., Славкин В.С. и др. Геохимические методы в решении задач, связанных с освоением залежей нефти в баженовской свите на западе Широтного Приобья // Геология нефти и газа. 2007. № 6. С. 39-44.

Карнюшина Е.Е. Кремнистые породы нефтеносной баженовской свиты Красноленинского свода (Западная Сибирь) // Вестн. Моск. ун-та. 2003. № 6. С. 19-27.

Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии. М.: Наука, 1987.

Нестеров И.И., Брехунцов А.М. Нефть битуминозных глинистых, кремнисто-глинистых и карбонатно-кремнисто-глинистых пород // Вестн. ЦКР Роснедра. 2010. № 6. С. 3-16.

Хамидуллин Р.А., Калмыков Г.А., Корост Д.В. и др. Фильтрационно-емкостные свойства пород баженовской свиты // Вестн. Моск. ун-та. 2013. № 5. С. 57-64.

Khamidullin R.A., Kalmykov G.A., Korost D.V. et al. Reservoir properties of the Bazhenov formation // SPE Russian oil and gas exploration and production technical conference and Exhibition. 2012. P. 2739-2760.

Поступила в редакцию 15.10.2013