СПОСОБ ВЫДЕЛЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В НЕТРАДИЦИОННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
METHOD FOR ALLOCATING HYDROCARBON-SATURATED DEPOSITS IN UNCONVENTIONAL COLLECTORS

Изобретение относится к области нефтяной геологии, преимущественно к технологии геолого-разведочных работ, и может быть использовано для поисков залежей нефти и газа в нетрадиционных коллекторах, приуроченных к глинистым отложениям.
Формирование и размещение месторождений (залежей) нефти и газа в литосфере обусловливаются совокупностью ряда факторов, главнейшими из которых являются: 1) палеотектонические и палеогеографические условия формирования и развития исследуемой территории; 2) современная тектоническая структура изучаемой территории; 3) литолого-фациальные и геохимические условия накопления осадков в течение каждого рассматриваемого отрезка геологической истории и наличие в изучаемой части разреза литосферы пород с хорошими коллекторскими (емкостными и фильтрационными) свойствами; 4) палеогеотермические условия развития исследуемой части разреза литосферы во времени (геологическом) и пространстве; 5) палеогидрогеологические условия и характер изменения их во времени и пространстве; 6) условия, обеспечивающие сохранность образовавшихся зон геологической истории. Известен способ поисков залежей нефти и газа, основанный на комплексном подходе анализа и учета критериев нефтегазоносности разреза (палеотектонических, палеогеографических, тектонических, литолого-фациальных, геохимических, палеогеотермических, палеогидрогеологических), разработанных для традиционных ловушек (коллекторов) нефти и газа (А.А. Бакиров, Э.А. Бакиров, Г.А. Габриэлянц, В.Ю. Керимов, Л.П. Мстиславская. «Теоретические основы поисков и разведки нефти и газа». М.: Недра, 2012, с. 55-149).
Также известны способы оценки нефтегазонасыщенности разреза с использованием различных методов геофизических исследований скважин (ГИС) (см., например, книгу «Генетические модели осадочных и вулканических пород и технология их фациальной интерпретации по геолого-геофизическим данным», авторы Шилов Г.Я., Джафаров И.С. М., 2001, с. 89-12, 156-200).
В некоторых случаях нефтенасыщенность разреза с традиционными коллекторами определяют по результатам динамического анализа сейсмических данных, когда к разрезу с повышенными коллекторскими свойствами бывают приурочены пониженные значения мгновенных амплитуд сейсмического сигнала. Основными недостатками сейсмического способа являются, во-первых, направленность только для выявления продуктивности традиционных ловушек (коллекторов), во-вторых, недостаточная точность этого метода.
Однако все указанные способы применимы только для традиционных (терригенных и карбонатных) коллекторов.
Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ прогнозирования нефтегазовых месторождений, в котором на основе сейсморазведки определяют объемы геологического пространства, ограниченные хронозначимыми геологическими границами, поверхности напластований и структурно-эрозионных несогласий и их иерархическую соподчиненность с составлением сейсмостратиграфической модели земной коры для осуществления на ее базе реконструкции эволюции осадочного бассейна с последующим определением механических свойств пород и распределения пористости по разрезу для создания плотностной модели разреза осадочного чехла и определения по ней состояния гидросистемы на определенные моменты времени с определением в ней аномально высоких давлений, при этом о месте нахождения нефтегазовых залежей судят по характеру изменения и распределения аномально высоких давлений (RU 2536072, 2012).
Известный способ обеспечивает достаточно высокую эффективность выделения перспективных месторождений, но только в пределах традиционных коллекторов.
Однако использование его для выделения залежей в нетрадиционных коллекторах неэффективно, поскольку залежи углеводородов, связанных с битуминозными породами, представленных глинистыми сланцами, кремнистыми породами или плотными известняками, существенно отличаются по структуре и литолого-фациальным свойствам от традиционных ловушек, и поэтому такой критерий, как распределение аномально высоких давлений, не является информативным.
Задачей настоящего изобретения является создание способа выделения нефтегазонасыщенных залежей в интервалах залегания глинистых нетрадиционных коллекторов, обеспечивающего повышение достоверности выделения нефтегазовых залежей в нетрадиционных коллекторах.
Поставленная задача достигается тем, что способ выделения нефтегазонасыщенных залежей в нетрадиционных коллекторах заключается в том, что проводят комплекс геофизических исследований скважины, включающий стандартный каротаж, по данным каротажа выделяют поинтервально по разрезу ствола глинистые пласты, регистрируют геофизические параметры стандартного каротажа, привязанные к расположению выделенных пластов, полученные параметры приводят к температуре 20°С, после чего устанавливают зависимость вышеуказанных параметров от глубины в логарифмическом масштабе, по полученной зависимости строят линию нормального уплотнения, на построенной линии определяют пласты с нормальными и аномально высокими поровыми давлениями, затем производят количественную оценку значений порового давления, выявляют зоны с нормальными и аномальными градиентами поровых давлений, причем наличие продуктивных коллекторов фиксирует в выявленных зонах с нормальными градиентами поровых давлений.
Целесообразно в случае изменения минералогического состава глин в разрезе и/или минерализации поровой воды глин с глубиной в дополнение к стандартному каротажу проводить акустический каротаж.
Технический результат заключается в оценке степени трещиноватости породы по комплексному анализу изменения порового давления и уплотненности глинистой породы по разрезу пласта.
Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.
Ловушки для углеводородов в глинистых толщах возникают только в случае появления в них трещинных интервалов, что обусловливает формирование в них продуктивных коллекторов. Такие коллекторы образуются в результате, как правило, тектонических процессов (возникновение тектонических нарушений). В то же время, если глинистая толща находится в интервалах, где развились аномально высокие поровые давления, то создание трещинных зон здесь весьма затруднительно. Другое дело, если имеется глинистая толща с нормальными градиентами поровых давлений, т.е. когда глинистые породы уплотнены, тогда в них с большей степенью вероятности возможно появление трещинных зон (трещинных нетрадиционных коллекторов) при воздействии тектонических процессов.
Исследованиями по оценке градиентов поровых давлений в баженовской свите (БС) было установлено, что в тех интервалах, где в БС градиенты поровых давлений оказывались нормальными, то там образовывались залежи нефти (например, на Вынгаяхинском месторождении). То есть здесь глинистые породы баженовской свиты уплотнены, так как не содержат аномально высоких поровых давлений. Вследствие этого в интервале залегания этих глин породы могли растрескиваться, что привело к образованию в баженитах трещинных коллекторов и в последующем к образованию залежи. Аналогичные явления были установлены в залежах хадумской свиты Предкавказья, представленных нетрадиционными глинистыми коллекторами. Исследования поровых давлений в БС на Харасавэйском и Новопортовском месторождениях (см., например, Шилов Г.Я. «Сравнительный анализ распределения поровых и пластовых давлений в разрезах нефтегазовых месторождений Ямальского региона». Газовая промышленность, 2010, №9, с. 24-27) показали, что здесь развились аномально- высокие поровые давления с градиентами до 1,6-1.8 МПа/м. Однако залежей углеводородов в БС здесь не было обнаружено.
Реализуется способ следующим образом.
Предварительно проводят комплекс геофизических исследований скважины, включающий стандартный каротаж. По данным каротажа выделяют поинтервально по разрезу ствола глинистые пласты и регистрируют геофизические параметры стандартного каротажа, привязанные к расположению выделенных пластов. Затем полученные параметры приводят к температуре 20°С и устанавливают зависимость вышеуказанных параметров от глубины в логарифмическом масштабе. По полученной зависимости строят линию нормального уплотнения, на которой выделяют пласты с нормальными и аномально высокими поровыми давлениями. После чего производят количественную оценку значений порового давления и выявляют зоны с нормальными и аномальными градиентами поровых давлений. В выявленных зонах с нормальными градиентами поровых давлений фиксируют наличие продуктивных коллекторов.
В случае изменения минералогического состава глин в разрезе и/или минерализации поровой воды глин с глубиной в дополнение к стандартному каротажу проводят акустический каротаж.
Сущность предлагаемого способа поясняется на нижеприведенном конкретном примере реализации способа.
Поровое давление глинистых пород в разрезе скважин Вынгаяхинской площади определялось по данным ГИС с помощью методики «эквивалентных глубин». Сущность этой методики заключается в следующем.
Результаты определения удельного сопротивления глинистых пластов по каротажу приводятся к единой температуре (20°С). Строится график изменения приведенных к единой температуре удельных сопротивлений глин с глубиной, на котором выделяются зоны нормальных поровых давлений и зоны АВПоД. Для интересующей глубины Н расчета аномального порового давления находится эквивалентная глубина Нэ, на которой глины имеют такое же значение удельного сопротивления, как и на глубине Н, вследствие одинакового давления на скелет породы и одинаковой пористости. Затем устанавливают средневзвешенную плотность глин с учетом увеличения плотности глинистых пород с глубиной в интервалах нормального уплотнения и снижения ее в зонах АВПоД, а также принимая во внимание литологические особенности вскрытой толщи, возраста пород и вероятности размыва поверхности исследуемого разреза (или внутриформационного размыва). Далее оценивается величина аномального порового давления для каждой точки в соответствии с отсчетом УЭС глин по формуле:
,
3
где  - средневзвешанное значение плотности пород до эквивалентной глубины (Нэ), на которой эффективное напряжение скелета породы и, следовательно, петрофизические параметры глин такие же, как и на глубине (Н), г/см.
Так как в пределах Надым-Тазовской нефтегазоносной области, в том числе в Пурском районе на Вынгаяхинской площади, в нижнем мелу на границе баррема и апта отмечается крупный перерыв в осадконакоплении, а также имеется большая вероятность поверхностного размыва, то для оценки поровых давлений использовалась следующая расчетная формула (Г.Я. Шилов, И.С. Джафаров «Генетические модели осадочных и вулканогенных пород и технология их фациальной интерпретации по геолого-геофизическим данным», М., 2001, 394 с.):
,
/
где Ра - палеодавление, существовавшее в разрезе до эрозии и перерыва в осадконакоплении;
пс
ф+р
δ - средневзвешенная плотность пород, рассчитанная от уровня дневной палеоповерхности до глубины рассматриваемой точки разреза,
ф
Н - глубина, отсчитанная от фактической поверхности;
p
h - суммарная мощность размыва поверхностных отложений и внутриформационных размывов;
пэ
фикт
δ - средневзвешенная плотность пород на фиктивной палеоэквивалентной глубине;
- нормальный средний гидростатический градиент давлений ;
э
фикт
h - фиктивная палеоэквивалентная глубина, отсчитанная от дневной палеоповерхности.
Далее рассчитываются градиенты поровых палеодавлений из соотношения:
Принимая во внимание, что в нашем случае соблюдается эффект сохранения (запечатывания) палеодавлений, то современные градиенты поровых давлений  в общем случае должны определяться из равенства:
Однако для горизонтов (особенно верхних), где трудно рассчитывать на полное сохранение палеодавлений, вместо последнего равенства рекомендуется применять следующее соотношение:
,
где к - эмпирический коэффициент, изменяющийся от 0 до 1 в зависимости от степени изолированности разреза.
Значение «к» определяется опытным путем по пробуренным в исследуемом регионе скважинам с помощью сравнения фактических (по измерениям манометров, плотности бурового раствора) и рассчитанных значений градиентов поровых давлений. Для Вынгаяхинской площади значение «к» изменяется от 0.7 (олигоцен - четвертичный водоносный комплекс) до 0.9 (юрский водоносный комплекс).
На чертеже приведены результаты определения поровых давлений в разрезе скважины 355 Вынгаяхинского месторождения. Как видно из чертежа, в разрезе Вынгаяхинского месторождения наблюдается довольно протяженный интервал повышенных поровых давлений, который удобно разбить на ряд зон АВПоД. Всего здесь выделяются 4 зоны АВПоД, разделенные зонами и подзонами уплотнения. Если зоны уплотнения (I, II и III) являются региональными, то подзоны уплотнения IIа и IIб относятся к локальным, т.е. характерным только для исследуемой площади. Зонам АВПоД соответствуют зоны разуплотнения.
В интервале глубин 0-600 м находится зона нормального уплотнения, где поровое давление глин соответствует гидростатическому. Такое же давление присуще вышеуказанным зонам и подзонам уплотнения.
п
20
С помощь графика зависимости ρ=f(H) можно установить суммарную мощность поверхностного размыва и внутриформационного перерыва в осадконакоплении, имеющихся в изучаемом разрезе. Так для Вынгаяхинской площади искомая величина составила 1100 м.
Как видно из чертежа, рассчитанные поровые давления довольно хорошо сопоставляются с измеренными с помощью манометров давлениями в процессе опробования. Некоторые особенности зон АВПоД в разрезе скважины №355 приведены в таблице 1.
Следует отметить, что глинистые породы баженовской свиты на рассматриваемом месторождении уплотнены, т.е. не содержат аномально высоких поровых давлений. Вследствие этого в интервале залегания этих глин породы могли растрескиваться, что привело к образованию в баженитах трещинных коллекторов и в последующем к образованию залежи. Аналогичные явления были установлены в залежах хадумской свиты Предкавказья, представленных нетрадиционными глинистыми коллекторами.
Таким образом, предлагаемый способ выделения нефтегазонасыщенных залежей в интервалах залегания глинистых нетрадиционных коллекторов впервые решает задачу поисков залежей нефти и газа в сложных разрезах с высокой степенью достоверности и достаточной эффективностью.