Анализ внутреннего строения и нефтеносности пласта бв9 ачимовской толщи на территории деятельности ОАО «Славнефтьмегионнефтегаз»

27.09.2018
Источник: Журнал «PROнефть»
Internal structure and oil content analysis of the bv9 layer of the achimov stratum in the activity area of slavneft-megionneftegaz jsc

УДК 551.7.022 

М.А. Кузнецов, С.М. Игитов, Д.А. Котунов
ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
Р.Н. Асмандияров, О.Е. Курманов, В.Г. Мирошкин, А.А. Шпиндлер, А.А. Штырляева
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронный адрес: Shtyrlyaeva.AA@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: керн, фации, условия формирования пласта, гипсометрические отметки, свойства 

M.A. Kuznetsov, S.M. Igitov, D.A. Kotunov
Slavneft-Megionneftegaz JSC, RF, Megion
R.N. Asmandiyarov, O.E. Kurmanov, V.G. Miroshkin, A.A. Shpindler, A.A. Shtyrliaeva
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

The article represents the results of a comprehensive analysis of the internal structure and conditions of formation’s influence on the reservoirs oil content. In the course of the analysis, the conditions of reservoir formation were reconstructed, regional and detailed facial schemes were constructed, reservoir properties were taken into account within each of the selected facies, hypsometric marks of reservoir were determined. The obtained data were compared with the oil reserves within the studied objects.

Keywords: core, facies, conditions of reservoir formation, hypsometric marks, properties

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-3-36-40

Введение

В связи с истощением запасов основных нефтегазоносных комплексов на территории Западной Сибири нефтяные компании все чаще рассматривают возможность поиска залежей в отложениях ачимовской толщи. При возрастающем значении данных отложений для ресурсного потенциала отмечается ряд существенных проблем, затрудняющих поиск и оценку залежей. К таким проблемам относятся высокая степень расчлененности коллекторов, резкая фациальная изменчивость, низкие значения проницаемости, широкое развитие карбонатных линз и др.

Цель данной работы – установление связи между основными чертами внутреннего строения клиноформенной части пласта БВ9 ачимовской толщи и его нефтеносностью с целью выявления критериев поиска и оценки нефтяных залежей в указанных отложениях.

В ходе изучения строения пласта БВ9 выполнен фациальной анализ, построены региональные и детальные схемы, проведено сравнение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) песчаников, отнесенных к разным фациальным обстановкам, исследовано комплексное влияние фациальной принадлежности, коллекторских свойств и структурного фактора на нефтеносность рассматриваемых объектов.

Пласт БВ9 входит в состав клиноформы БВ8-9, которая залегает под регионально прослеживаемой самотлорской глинистой пачкой [1]. В соответствии с клиноформной моделью строения ачимовской толщи в региональном отношении пласт БВ9 представляет собой серию кулисообразных линзовидных тел субмеридионального простирания [2]. Песчаноалевритовые тела изучаемого комплекса сформировались в нижней и подошвенной частях шельфового склона и являются результатом деятельности песчаных и алевритовых турбидитовых потоков и оползней [3]. 

Фациальный анализ

Объектами исследования являются три лицензионных участка, расположенных на разном расстоянии от бровки шельфа (рис. 1). Региональные фациальные схемы пласта БВ9 построены на основе керновых и геофизических данных. В процессе работ был изучен керн 12 скважин общим объемом 225 м. По результатам детального описания керна в пределах клиноформы БВ8-9 выявлен глубоководно-морской комплекс фаций, включающий фацию подводящих каналов и фации проксимальных, средних и дистальных частей конусов выноса [4].

Рис. 1. Региональная фациальная схема клиноформы БВ8-9 на территории деятельности ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»: фации: 1 – подводящих каналов, 2 – проксимальных частей конуса выноса, 3 – средних частей конуса выноса, 4 – дистальных частей конуса выноса, 5 – склонов, 6 – глубоководного бассейна, 7–11 – дельты, 12 – граница примыкания кровли пласта к глубоководным отложениям, 13 – бровка шельфа, 14 – границы изучаемых объектов

Фация подводящего канала сложена светло-серыми мелкозернистыми песчаниками с маломощными прослоями темно-серого аргиллита. Для отложений характерны массивная текстура, субгоризонтальная слойчатость, намечаемая намывами углефицированного растительного детрита, знаки ряби, пламенная текстура. Основными отличительными признаками фации подводящего канала являются врезы в подстилающие отложения, подчеркнутые изменением размера зерен и немногочисленными интракластами глинистых пород, а также текстуры деформации.

Фация проксимальной части конуса выноса турбидитового потока сформирована тонко- мелкозернистыми песчаниками с пачками тонкого переслаивания песчаников и аргиллитов. Характерны четкие границы между литологическими разностями. Текстуры массивные, полого-наклонные, имеют мелкую косую слойчатость, тонкое линзовидно-полосчатое чередование. Присутствуют редкие интракласты глинистых пород и углефицированный растительный детрит.

Фация средней части конуса выноса турбидитового потока представлена чередованием пачек песчаников светло-серых тонкозернистых, алевролита глинистого серого и аргиллита алевритистого темно-серого в разных соотношениях. Характерны градационная слойчатость, мелкие знаки ряби, тонкое линзовидно-полосчатое чередование. На межслойковых поверхностях присутствуют намывы углефицированного растительного детрита. 

Фация дистальной части конуса выноса турбидитового потока сложена темно-серыми алевритистыми аргиллитами с тонкими линзами светло-серого тонкозернистого песчаника. Характерны линзовидно-слоистая и градационная текстуры. По данным изучения керна для каждой исследуемой скважины были построены литолого-седиментационные колонки, отражающие смену фаций в разрезе. При увязке и сопоставлении керновых данных с результатами геофизических исследований скважин (ГИС) были выявлены формы кривых потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) и гамма-каротажа (ГК), характерные для каждой выделяемой фации. Это позволило описать разрез в интервалах и скважинах, не представленных керновым материалом.

В результате комплексного обобщения этих данных для клиноформы БВ8-9 была построена фациальная схема, отражающая условия формирования пластов в региональном плане (см. рис. 1).

Лицензионный участок 1 находится в проксимальной части конуса выноса, в пределах которой имеется большое количество отложений подводящих каналов. Лицензионный участок 2 расположен в боковой зоне конуса выноса, приуроченной к проксимальной, средней и дистальной частям.

Территория лицензионного участка 3 относится к дальней части конуса, в пределах пласта БВ9 вероятно преобладание отложений средней и проксимальной частей конуса. Следует отметить, что все три участка в региональном плане относятся к разным конусам, сформированным в ходе деятельности разных турибидитовых потоков. Это позволяет предполагать различные физические (в том числе фильтрационно-емкостные) свойства коллекторов, а также характер их насыщения. 

Фациальная принадлежность и фильтрационно-емкостные свойства пород

На рис. 2 показана диаграмма Winland plot, построенная по керновым данным пласта БВ9 с разделением на фации [4]. Из рис. 2 видно, что фациальная природа песчаников ачимовской толщи существенно влияет на их ФЕС: отложения дистальной части конуса выноса турбидита обладают пониженной проницаемостью k пр на фоне малых диаметров пор и вследствие этого являются непригодными для формирования залежей.

Отложения средних и проксимальных частей конусов выноса имеют близкие значения проницаемости и диаметров пустот, закономерно дифференцируясь только по пористости K п (см. рис. 2). В пределах выделенной области ясно видно закономерное распределение параметра пористости для песчаников, сформированных в разных фациальных обстановках.

Рис. 2. Winland plot, построенный по керновым данным пласта БВ9 

Пористость убывает по направлению от фации подводящего канала к фации средней части конуса выноса турбидита. Песчаники подводящего канала, формируясь в наиболее гидродинамически активной зоне, обладают боʹльшим коэффициентом песчанистости, чем песчаники средней части конуса выноса, которые по мере удаления от источника сноса содержат больше алверо-пелитового материала. Следовательно, наиболее благоприятными для формирования залежей с точки зрения ФЕС являются песчаники подводящих каналов и проксимальных частей конуса выноса. При этом первые обладают весьма ограниченным распространением по площади и при отсутствии конусов выноса (в склоновых условиях) могут формировать лишь небольшие сложные для обнаружения ловушки углеводородов. Таким образом, основным фациальным критерием для поисков залежей c точки зрения ФЕС являются отложения проксимальных частей конуса выноса турбидита с развитой системой подводящих каналов. 

Фациальная принадлежность и структурный фактор

Для оценки влияния фациальной природы коллекторов на их нефтеносность в сочетании со структурным фактором по пласту БВ9 на каждом участке были построены детальные фациальные схемы по данным исследования керна, ГИС и результатов их интерпретации. Оценка нефтеносности выполнена путем анализа соотношений запасов пласта в пределах изучаемых объектов. Помимо этого, проведено сравнение средних эффективных толщин, поскольку они тесно связаны с особенностями распределения по площади фаций подводящих каналов, проксимальных и средних частей конусов выноса.

В ходе анализа выявлено, что несмотря на схожую фациальную природу, средние эффективные толщины по объектам распределены неравномерно: при равных значениях параметра для участков 1 и 3 (по 16,5 м) участок 2 (см. рис. 1) отличается существенно более низкими средними толщинами. Это может быть связано с особенностями сноса материала в прибрежной и мелководно-морской зонах, особенностями склона и другими параметрами, которые невозможно учесть при анализе глубоководно-морских отложений.

При определении структурного фактора анализировалось гипсометрическое положение фаций проксимальных и средних частей конусов выноса как наиболее благоприятных по параметрам ФЕС. В данном случае наиболее высокую абсолютную отметку (-2320 – -2420 м) пласт занимает на территории объекта 1, объект 2 расположен немного ниже (-2420 – -2470 м), объект 3 – на низких абсолютных отметках (-2500 – 2600 м). Следует также отметить, что в пределах объекта 2 склон в северо-западном направлении является более пологим (перепад высот составляет 50 м), чем в пределах объектов 1 и 3 (перепад высот – 100 м) (рис. 3).

Рис. 3. Региональная структурная карта по кровле пласта БВ9 и соотношение геологических запасов нефти по объектам

Сопоставление полученных данных с результатами распределения запасов по объектам позволяет сделать вывод, что при наличии коллекторов региональный структурный план может оказывать значительное влияние на формирование залежей углеводородов в пластах ачимовской толщи. При равных средних эффективных толщинах объект 1, находящийся на более высоком гипсометрическом уровне, содержит 90 % геологических запасов нефти, а объект 3, расположенный на самой низкой отметке – всего 2 %. Небольшие запасы нефти в пределах объекта 2 могут быть связаны, во-первых, с низкими значениями эффективных толщин, вовторых – с относительно небольшим углом падения палеосклона, который мог способствовать опесчаниванию последнего. В свою очередь опесчанивание склона могло привести к вертикальной миграции основных запасов нефти в вышележащие горизонты. 

Заключение

В данной работе рассмотрены три лицензионных участка на территории ХМАО-Югра с типичным набором фаций отложений ачимовской толщи. Участки характеризуются равномерной степенью изученности, что дает возможность их сравнивать.

Анализ участков позволяет сделать вывод, что ресурсный потенциал ачимовской толщи определяется следующими критериями:
1) наличием фаций подводящих каналов и проксимальных частей конусов выноса;
2) размером проксимальной части конуса выноса – высокими значениями эффективных толщин;
3) гипсометрическим положением района относительно регионального структурного плана;
4) углом наклона палеосклона как фактором, характеризующим динамику развития отложений конусов выноса.

Комплексный анализ участков показал, что основным критерием наличия залежей с промышленными запасами нефти является структурный фактор, поскольку, даже при высоких средних эффективных толщинах, пласт, находящийся на низкой гипсометрической отметке, может оказаться водоносным более чем на 90 %. Результаты данной работы могут быть использованы для определения перспективности ресурсного потенциала ачимовских отложений в пределах ХМАО-Югра. 

Список литературы

1. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозой- ских отложений Западной Сибири. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004. – 114 с.
2. Характеристика геологической модели и перспектив нефтегазоносности клиноформ берриасского возраста ачимовской толщи севера Западной Сибири / В.Н. Бородкин, А.Р. Курчиков, А.С. Недосекин, А.В. Лукашов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – № 1. – С. 9-22.
3. Восстановление палеогеографических особенностей образования и седиментологические исследования нижнемеловых отложений ачимовской толщи в центральной части Западной Сибири (Юганская мегавпадина) / К.А. Галинский, Е.В. Икон, А.М. Илларионова, В.Н. Бородкин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 2. – С. 14-22.
4. Седиментационное моделирование при прогнозе и поисках неструктурных ловушек / В.В. Шиманский, Н.В. Танинская, Н.Н. Колпенская [и др.] // Геология нефти и газа. – 2016. – № 3. – С. 55-65.

Reference

1. Reshenie VI Mezhvedomstvennogo stratigraficheskogo soveshchaniya po rassmotreniyu i prinyatiyu utochnennykh stratigraficheskikh skhem mezozoyskikh otlozheniy Zapadnoy Sibiri (Decision VI of the interdepartmental stratigraphic meeting on the review and adoption of refined stratigraphic schemes of the meso- zoic deposits of Western Siberia), Novosibirsk: Publ. of SNIIGGiMS, 2004, 114 p.
2. Borodkin V.N., Kurchikov A.R., Nedosekin A.S., Lukashov A.V., Geological model characteristic and prospects for Berriasian clinoforms oil and gas content of Achimov stratum in the north of the Western Siberia (In Russ.), Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy, 2016, no. 1, pp. 9-22
3. Galinskiy K.A., Ikon E.V., Illarionova A.M., Borodkin V.N., Restoration of paleo-geographic specific features of formation and sediment-logical studies of the lower cretaceous sediments of Achimov sequence in the central part of Western Siberia (Yugansk mega-depression) (In Russ.), Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy, 2017, no. 2, pp. 14-22
4. Shimanskiy V.V., Taninskaya N.V., Kolpenskaya N.N., Nizyaeva I.S., Vasil’ev N.Ya., Sedimentation modeling conribution to the forecast and exploration of non- structural traps (In Russ.), Geologiya nefti i gaza = The journal Oil and Gas Geology, 2016, no. 3, pp. 55-65.

Авторы статьи:  М.А. Кузнецов, С.М. Игитов, Д.А. Котунов
ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
Р.Н. Асмандияров, О.Е. Курманов, В.Г. Мирошкин, А.А. Шпиндлер, А.А. Штырляева
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку