Геологическое строение нефтяной залежи
Для решения проблемы рациональной разработки нефтяной залежи необходимо изучить геологическое строение пласта, т. е. определить:
а) тектонику пласта;
б) площадь залежи нефти;
в) мощность пласта — общую и эффективную, ее изменение
по простиранию;
г) объем газовой шапки, если она имеется;
д) характер контакта нефть — вода — со стороны краевых
вод и нефть — газ — со стороны газовой шапки.
При изучении тектонического строения нефтяных пластов следует учитывать, что в природе существует большое разнообразие структурных форм, к которым приурочены залежи нефти. Крутое или пологое падение пластов, осложненность их различными сбросами или взбросами часто усложняют строение нефтяных месторождений.
Для наглядности все элементы геологического строения нефтяного пласта целесообразно отображать на геологических профилях и структурных картах [6]. На структурные карты наносят линии контуров нефтеносности по кровле и по подошве нефтяного пласта. Последние имеют особое значение при определении размеров нефтяных залежей и их запасов и учитываются при решении задач рациональной разработки пологих структур платформенного типа, когда большие площади, заключенные между внешним (по кровле) и внутренним (по подошве) контурами нефтеносности, содержат в нижней части разреза воду.
На многих нефтяных месторождениях наблюдается значительное колебание мощности нефтяного пласта в пределах контуров залежи. Для большей наглядности эти изменения изображаются на картах равных мощностей (изопахит).
Следует различать понятия общей и эффективной (полезной) мощности пласта. Эффективная мощность пласта h — это сумма мощностей пористых, проницаемых и насыщенных нефтью участков пласта, по которым фильтруется жидкость. Именно эту мощность учитывают при гидродинамических расчетах. Значение h можно определить как средневзвешенную по площади:
(III.1)
где hj — средняя изопахита, соответствующая указанному участку площади, в м; fj– — площадь отдельного участка пласта, ограниченная соседними изопахитами, в м 2 ; пу — сумма пористых и проницаемых пропластков.
Эффективную мощность пласта можно определить путем интерпретации данных геофизических исследований изучения сплошного отбора кернов, фотокаротажа в сочетании с другими видами каротажа и термокаротажа.
Для оценки эффективной мощности пласта каротажными методами можно пользоваться диаграммами микрозондов и микроэкранированного метода с управляемым фокусирующим током — микробоковым каротажем и кривой спонтанной поляризации (ПС). Кроме того, можно также использовать диаграммы каверномера, диаграммы сопротивлений стандартных потенциал-зондов и большого градиент-зонда.
С достаточной точностью эффективную мощность пласта определяют по данным замеров глубинными расходомерами, дебитомерами, гамма-плотномерами, термодинамическими дебитомерами и по данным гидродинамических исследований.
Эффективную мощность, трещиноватых коллекторов по промыслово-геофизическим данным определить затруднительно, а по данным исследования керна — практически нельзя. Также невозможно (вследствие большого объема работ) установить ее значение при поинтервальных испытаниях. Во всех случаях следует учитывать, что эффективная мощность пласта — функция градиента давления. На основании полученных данных строят карты равных мощностей, с помощью которых находят расчетное значение этого параметра.
Подобно картам равных мощностей для нефтяных горизонтов строятся карты равного нефтенасыщения.
Если в повышенной части нефтяного пласта имеется газовая шапка, ее оконтуривают. По полученным данным на структурную карту наносят контуры нефтеносности: внешний — по кровле и внутренний — по подошве пласта.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Геологическое строение – залежи – нефть
Геологическое строение залежей нефти , состав и свойства насыщающих коллектор флюидов являются основными параметрами, влияющими на эффективность выработки запасов нефти заводнением. [1]
Особенности геологического строения залежей нефти Азербайджана – многопластовость, геологическая нарушенность пластов ( число пластов иногда доходит до 50) и образование отдельных тектонических полей, имеющих различные геолого-физическую и эксплуатационную характеристики, неустойчивость коллекторов – сильно затрудняют эффективное использование методов поддержания пластового давления. [2]
Рассмотрим отдельные особенности геологического строения залежей нефти , определяющие эффективность выработки запасов нефти заводнением в поздней стадии разработки. [3]
Итак, особенностью геологического строения залежей нефти нижнего карбона является объемная неоднородность продуктивных пластов. Эксплуатационные объекты прерывистые, на них наблюдаются многочисленные зоны замещения коллекторов плотными непроницаемыми породами. В связи с этим, технологическими схемами предусмотрено осуществление поддержания пластового давления путем сочетания очагово-избирательного и законтурного заводнения. Так, на залежах терригенной толщи нижнего карбона Ромашкинского месторождения основное количество нагнетательных скважин и наибольший объем закачиваемой воды приходится на очагово-избирательное заводнение. [4]
Анализ, схематизация и систематизация геологического строения залежей нефти , приуроченных к водонефтяным зонам, и схем перфорации, вскрывающих их скважин, показал 12 возможных вариантов геологического строения и разработки ВНЗ. Отнесение к определенному варианту исследуемой скважины ( залежи) позволяет с большой достоверностью определить механизмы обводнения продукции скважины. Показаны преимущества и осложнения при разработке каждого из рассмотренных вариантов. [5]
В книге освещены основные особенности геологического строения залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана, приведены результаты экспериментальных, опытно-промышленных и промысловых работ по совершенствованию технологий разработки этих залежей. [6]
Таким образом, краткий анализ особенностей геологического строения залежей нефти показывает высокую степень неоднородности пластов, большое разнообразие геологического строения залежей нефти по месторождениям. Поэтому требуется научно обоснованный, тщательный подход к выбору технологий воздействия на пласт с учетом геологического строения не только залежи в целом, но и отдельных ее участков. Ошибочный выбор технологии ПНП может привести не только к необоснованным излишним затратам, но и к отрицательным последствиям, которые могут привести к текущей и конечной потере нефти. [7]
Выскажем некоторые общие соображения относительно особенностей моделирования геологического строения залежей нефти и газа Успешное решение проблем организации сбора информации и выбора методов обобщения собранной информации таким образом, чтобы результаты обобщения отображали свойства и строение объекта на требуемом уровне адекватности, возможно лишь при правильном методологическом подходе, учитывающем специфичность как характеристик строения и свойств геологических объектов, так и методов сбора информации. [8]
Выбор данного участка обусловлен, прежде всего, геологическим строением залежей нефти и наличием скважин, добывающих продукцию с разной накопленной и текущей обводненностью, что говорит о неравномерной выработке запасов нефти. [9]
По-видимому, в природе нет абсолютно сходных по своему геологическому строению залежей нефти . Однако имеются пласты, где многие литолого-физические характеристики отличаются незначительно. [10]
Таким образом, краткий анализ особенностей геологического строения залежей нефти показывает высокую степень неоднородности пластов, большое разнообразие геологического строения залежей нефти по месторождениям. Поэтому требуется научно обоснованный, тщательный подход к выбору технологий воздействия на пласт с учетом геологического строения не только залежи в целом, но и отдельных ее участков. Ошибочный выбор технологии ПНП может привести не только к необоснованным излишним затратам, но и к отрицательным последствиям, которые могут привести к текущей и конечной потере нефти. [11]
Методы и средства обработки призабойной зоны, применяемые для возбуждения и интенсификации притоков, должны учитывать физические условия и геологическое строение залежей нефти и газа, вовлекаемых в процессы разработки или испытания. [12]
При составлении же комплексных схем и особенно проектов разработки месторождений, когда имеется значительно больший объем информации более высокого качества о геологическом строении залежей нефти ( газа), о параметрах пластов и газожидкостных смесей и об условиях эксплуатации скважин, обеспечивается возможность и целесообразность применения более точных и сложных методик расчетов технологических показателей разработки. [13]
Эффективность того или иного метода воздействия на пласт зависит прежде всего от того, насколько модель пласта, положенная в основу технологической схемы, соответствует реально существующему геологическому строению месторождения. Знание адекватного геологического строения залежей нефти обеспечивает выбор наиболее рациональной стратегии освоения месторождения, а также необходимый учет баланса накопленной добычи нефти И газа с начальными запасами, без чего невозможны контроль за разработкой и оценка эффективности метода. [14]
В таблице 5.3 дана количественная ( выраженная в % от извлекаемых запасов) оценка трудноизвлекаемых запасов нефти по этим месторождениям. Анализ особенностей геологического строения залежей нефти показывает: месторождения отличаются сложным геологическим строением и характеризуются широким спектром значений геолого-физических параметров. Из таблицы 5.3 видно, что большинство пластов содержит значительный объем трудно извлекаемых запасов нефти. Это объясняется тем, что залежи нефти характеризуются высокой зональной, линзовидной и послойной неоднородностью пластов. Анализ разработки этих месторождений показывает, что вырабатываются преимущественно высокопроницаемые пропластки и участки пласта. [15]
Особенности геологического строения и разработки нефтяного месторождения Каражанбас Текст научной статьи по специальности « Науки о Земле и смежные экологические науки»
Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Мурзагалиев Р. С.
The article describes the main features of geological structure of the Karazhanbas field located in the arched part of the Buzachi peninsula (West Kazakhstan). A brief lithostratigraphic and paleogeographic characteristics of drilled-in Triassic, Jurassic and Lower Cretacous formations are given. Features of geological structure and geochemical composition of HC have predetermined the “specific” conditions of their development by using thermal methods.
Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Мурзагалиев Р. С.
Some features of geological structure and development of the Karazhanbas oil field
The article describes the main features of geological structure of the Karazhanbas field located in the arched part of the Buzachi peninsula (West Kazakhstan). A brief lithostratigraphic and paleogeographic characteristics of drilled-in Triassic, Jurassic and Lower Cretacous formations are given. Features of geological structure and geochemical composition of HC have predetermined the “specific” conditions of their development by using thermal methods.
Текст научной работы на тему «Особенности геологического строения и разработки нефтяного месторождения Каражанбас»
ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАРАЖАНБАС
Р.С.Мурзагалиев (ОАО “Каражанбас Мунай”)
Нефтяное месторождение Каражанбас на п-ове Бузачи (Республика Казахстан) находится в сводовой части Бузачинского поднятия и приурочено к антиклинальной складке субширотного простирания [2, 3], которая оконтуривается замкнутой изогипсой -330 м и имеет площадь 23,0×4,2 км при амплитуде 90 м. Южное крыло складки положе северного: углы падения пород на крыльях составляют соответственно 2 и 4о. Складка осложнена двумя куполами — западным и восточным, а также дизъюнктивными нарушениями различной ориентации: от широтной до меридиональной.
В 1977 г. по результатам бурения и опробования 80 поисковых и разведочных скважин была построена модель природного резервуара и подсчитаны запасы нефти в нижнемеловых и среднеюрских отложениях (Тулешев К.Т., Салимгереев М.Ж., Хакимов Н.Г., 1992). В 1980 г. месторождение введено в разработку и к началу 2002 г. в его пределах пробурено более 1500 скважин.
Несмотря на высокую плотность бурения, изучение особенностей геологического строения продолжается до сих пор. В частности, особое внимание уделяется литолого-стратигра-фическому расчленению и корреляции пластов продуктивной юрской терригенной толщи, характеризующейся резкой фациальной изменчивостью и отсутствием выдержанных по площади реперов. Бурение новых скважин на восточной периклинали структуры позволило уточнить поло-
жение тектонических нарушений и строение среднеюрских залежей (горизонтов Ю-1 и Ю-11).
Обобщение имеющегося геолого-геофизического материала с учетом новых данных дает возможность уточнить и дополнить геологическую модель месторождения.
Поисковыми, разведочными и эксплуатационными скважинами на месторождении Каражанбас вскрыт разрез, включающий нижнетриасовые, среднеюрские и нижнемеловые отложения. Границы между ли-толого-стратиграфическими комплексами отложений характеризуются большими перерывами в осадко-накоплении и резкими угловыми несогласиями. Нижнетриасовые отложения вскрыты многими скважинами не на полную толщину (30-40 м). Возраст пород определяется как оленекский.
Юрские отложения вскрыты бурением на периклиналях и погруженных участках крыльев на глубине от 390 до 500 м, а на большей части свода они размыты. Вскрытые отложения относятся к средней юре (байосскому и батскому ярусам) и имеют максимальную толщину 100-125 м. К этим отложениям приурочены продуктивные горизонты Ю-11 (нижний байос) и Ю-1 (верхний байос—бат).
Нижнемеловые отложения распространены повсеместно и со стратиграфическим и угловым несогласием залегают на размытой поверхности различных горизонтов нижнего триаса и юры. Глубина залегания ко-
леблется от 20 до 480 м. Вскрытый скважинами разрез включает отложения неокомского возраста (берри-ас—валанжин, готерив, баррем) общей толщиной 170-190 м, а также отложения апта (толщиной 75-90 м) и альба (толщиной до 140 м).
Промышленная нефтегазонос-ность установлена в нижнемеловых (А1, А2, Б, В, Г, Д) и среднеюрских (Ю-1, Ю-11) отложениях, залегающих на глубине 250-500 м.
К отложениям неокома (готе-рив—баррем) приурочены продуктивные горизонты: А1, А2, Б, В, Г и Д (рис. 1). Основные запасы нефти сосредоточены в горизонтах А, Г, Ю-1. Залежи по типу относятся к пластовым сводовым, тектонически нарушенным.
В нижнемеловом нефтеносном комплексе выделяются шесть продуктивных пластов.
Пласт А! является верхним пластом продуктивной толщи. Залежь нефти, приуроченная к нему, относится к типу пластовой сводовой, на севере — тектонически экранированной. Высота залежи составляет 97 м. В кровле пласта А1 расположен 1-2-м базальный слой аптских отложений, распространенный почти повсеместно. Общая толщина пласта составляет в среднем 5,0 м, эффективная — 3,7 м.
Пласт А2 залегает ниже пласта А1 и имеет локальное развитие. Залежь нефти является пластовой сводовой, литологически и тектонически экранированной. Эффективная нефтенасыщенная толщина — 8,6 м.
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 22003 –
OIL AND GAS FIELDS STRUCTURE
Пласт Б в пределах месторождения имеет более прерывистое распространение по площади, чем пласт А!. Общая толщина пласта Б в среднем составляет 6,0 м, эффективная — 3,9 м.
Пласт В распространен по площади повсеместно. Общая толщина пласта составляет в среднем 5,9 м, эффективная — 3,1 м.
Пласт Г повсеместно развит по площади месторождения, вскрыт всеми эксплуатационными скважинами и является основным объектом разработки. Общая толщина пласта составляет в среднем 15,7 м, эффективная — 12,2 м. В подошве пласта Г залегает тонкий пласт-коллектор (Гп), отделенный от основного пласта Г плотным карбонатным про-пластком. Эффективная толщина пласта изменяется от 0,4 до 8,6 м.
Пласт Д развит не по всей площади. Общая толщина пласта Д составляет в среднем 4,4 м, эффективная — 3,8 м. Залежь является пластовой сводовой, тектонически экранированной на севере и литологиче-ски экранированной на востоке. Высота залежи составляет 68,0 м.
Породы-коллекторы представлены слабосцементированными песчаниками, средне-мелкозернистыми, алевролитами разнозернисты-ми, серыми, зеленовато-серыми с редкими прослоями и гнездами красноцветных и серовато-зеленых глин. Вещественный состав пород и органические остатки (форамини-феры, остракоды, миоспоры) свидетельствуют о формировании пород неокома в прибрежно-морском бассейне с неустойчивой гидродинамикой (частая смена окислительных и восстановительных условий).
Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов неокома отличаются высокими характеристиками (пористость — 22-40 %, проницаемость — 0,244-0,428 мкм2) при небольшом коэффициенте песчанистости — 0,34-0,59. Эффективная толщина изменяется в пределах от 9,3 м (пласты А, Б, В) до 15,2 м (пласты Г и Д).
01Ь Ат ОА8 ОЕОШОУ. 22003
В геологическом разрезе сред-неюрских отложений выделены продуктивные горизонты Ю-1 и Ю-11 (рис. 2).
Горизонт Ю-1 (запад). Для западной части месторождения, имеющей высокую степень разбу-ренности, разрез среднеюрских отложений детально расчленен (Ко-ростышевский М.Н., 1996). В составе горизонта Ю-1 выделены верхний (Ю-1в), средний (Ю-1с) и нижний (Ю-1н) пласты. Общая толщина отложений составляет в среднем 11,9 м, а эффективная — 8,6 м.
Горизонт Ю-1 (восток). В составе горизонта Ю-1 выделяются от одного до четырех пропластков. С учетом данных, полученных в результате бурения новых скважин, общая толщина отложений изменяется от 2,4 до 35,2 м, составляя в среднем
14,8 м, а эффективная колеблется в пределах 2,4-27,9 м, составляя в среднем 10,6 м.
Горизонт Ю-11 (запад). В составе горизонта содержится от одного до четырех пропластков-кол-лекторов. Общая толщина пласта составляет в среднем 14,6 м, а эффективная — 11,9 м.
Горизонт Ю-11 (восток). Отложения горизонта были подвержены размыву и поэтому распространены спорадически. Общая толщина пласта составляет в среднем 10 м, а эффективная — 8 м.
Среднеюрская продуктивная толща сложена в основном континентальными песчано-глинистыми породами, при неравномерном переслаивании которых образуются пачки алевролитопесчаного состава, разделенные прослоями глин.
В верхней части толщи (продуктивный горизонт Ю-1) появляются прослои пород прибрежного генезиса. По данным палеонтологических и палинологических исследований отложения продуктивного горизонта Ю-11 отнесены к нижнему байосу, а Ю-1 — к верхнему байосу—бату. На подстилающих породах нижнего триаса они залегают со стратиграфическим и угловым несогласием: отсутствуют отложения нижней, средней (аален) и верхней юры.
Породы-коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми, алевритовыми и алевролитами крупно- и мелкозернистыми, песчанистыми. Песчаники характеризуются высокими коллекторскими свойствами.
В минеральном составе песчаников преобладают кварц (26-39 %) и полевые шпаты (16-29 %). Цемент песчаников глинистый. Исследование глинистых минералов, цементирующих породы-коллекторы продуктивных горизонтов, показало, что их состав полиминеральный. Для слабоглинистых коллекторов основными минералами являются гидрослюда и каолинит. С увеличением глинистости коллектора увеличивается доля смектита и смеша-нослойных минералов (западная часть месторождения).
Юрские продуктивные горизонты характеризуются наиболее высокими значениями эффективных толщин — до 20,6 м и более, наибольшим коэффициентом пес-чанистости — 0,83. Коэффициент пористости — 0,29 %, проницаемости — 0,436 мкм2.
Сравнение коллекторов средней юры и неокома показало, что они в целом характеризуются высокими значениями ФЕС (проницаемость — 0,05-0,30 мкм2, пористость — 22-30 %).
Физико-химические свойства меловых и юрских нефтей близки
Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИМ ПРОФИЛЬ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАРАЖАНБАС ПО ЛИНИИ СКВАЖИН 207-5109
Усл. обозначения см. на рис. 1
■ ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 22003 –
OIL AND GAS FIELDS STRUCTURE
между собой. Нефти тяжелые (плотность 938,5-944,6 кг/м3), высокосмолистые (до 24 %), сернистые (до 2 %), парафинистые (0,7-1,4 %). Выход светлых фракций, вскипающих до 300-350 оС, составляет около 27 %. Отличительными особенностями нефтей являются низкая (до 27-25 оС) температура застывания и высокая вязкость (160-660 мПа • с).
Геохимическая оценка неф-тей месторождения Каражанбас показала близость меловых и юрских нефтей по составу. Это дает основание предположить, что они образованы из ОВ единого седи-ментационного бассейна с последующей миграцией по зонам тектонических нарушений (Лощено-ва В.И., 1993).
Особенности геологического строения месторождения и физико-химические свойства каражан-басской нефти предопределили разработку месторождения с использованием термических методов воздействия на продуктивные пласты [1]. По технологической схеме разработки предусматривалось применение термических методов воздействия путем внутрипластово-го влажного горения (ВВГ) и паро-теплового воздействия (ПТВ) (Ло-щенова В.И., 1993).
Метод ВВГ основан на генерировании тепла непосредственно в пласте за счет частичного сгорания содержащейся там нефти с помощью закачиваемого окислителя (воздуха). Сущность влажного горения заключается в том, что закачиваемая в пласт наряду с воздухом в определенных соотношениях вода, насти-
гая нагретую фронтом горения породу, испаряется и, увлекаемая потоком газа, переносится в область впереди фронта горения, образуя там обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами пара и нагретой воды.
Метод ПТВ, который применяется на месторождении Каражанбас, основан на изменении свойств нефти и воды, содержащейся в пласте, в результате повышения температуры. При этом интенсивно снижается вязкость нефти, происходит ее термическое расширение, что способствует увеличению коэффициентов вытеснения и охвата пластов воздействием как по толщине пластов, так и по площади залежи.
На месторождении Каражан-бас испытаны и опробованы технологии: внутрипластового горения с периодическим нагнетанием окислителя; термического воздействия на пласт в сочетании с применением пенных систем; двухэтапного формирования тепловой оторочки (чередование закачки пара и ненагретой воды); полимерно-теплового воздействия на пласт; паротепло-вой обработки скважин; гидродинамического воздействия на пласт (чередующаяся закачка нефти и воды) [1].
Применение термических методов и специального скважинного оборудования при интенсивном выносе песка требует больших капитальных затрат и производственных расходов по сравнению с таковыми на других месторождениях региона (Каламкас, Жетыбай, Узень и др.), где разработка залежей ведется
обычными методами заводнения. В связи с этим в 1996 г. было принято решение о прекращении применения ВВГ и закачки воздуха.
В настоящее время на месторождении осуществляются две технологии: на участке ВВГ — закачка горячей воды; на участке ПТВ — закачка пара и горячей воды (Минни-баева С.Б., Чеботарев С.Ю., 2000).
Помимо улучшения системы воздействия на пласт, увеличения объема закачки пара и горячей воды, в последние годы повышение добычи нефти реализуется путем ввода новых мощностей, бурения новых скважин и повышения работоспособности действующего фонда за счет внедрения новых технологий и программы капитального и подземного ремонта.
1. Анализ применяемых технологий и их модификаций при разработке месторождения Каражанбас тепловыми методами / К.Д.Джулама-нов, В.А.Симонов, К.Т.Тулешев и др. — М., 1992. – (Обзор информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. “Нефтепромысловое дело”).
2. Газонефтяное месторождение Каражанбас / Ред. А.А.Абдулин и др. // Месторождения нефти и газа Казахстана. Справочник – М.,1993. -С. 138-141.
3. Нефтяная энциклопедия Казахстана. — Астана — Лондон, 1999. — Т. 1. – С. 405.
The article describes the main features of geological structure of the Karazhanbas field located in the arched part of the Buzachi peninsula (West Kazakhstan). A brief lithostratigraphic and paleogeographic characteristics of drilled-in Triassic, Jurassic and Lower Cretacous formations are given. Features of geological structure and geochemical composition of HC have predetermined the “specific” conditions of their development by using thermal methods.
Нефтянка
Всё о нефти, газе и не только
[Н1.3] Строение месторождений
Согласно биогенной теории, условия для превращения керогена в нефть присутствуют в интервале глубин от 2100 м до 5400 м. При этом известно, что первая скважина, пробуренная в Пенсильвании, дала нефть после достижения отметки 21 м. На бакинских промыслах нефть добывали, вычёрпывая вёдрами из глубоких колодцев. Как же она оказалась так близко к поверхности земли?
Дело в том, что добыча нефти ведётся вовсе не из тех пород, где она возникла. Процесс превращение керогена в нефть протекает очень медленно, а поскольку нефть обладает меньшей плотностью по сравнению с окружающими её породами, она постепенно вытесняется вверх. Из-за этого в местах образования нефть присутствует в незначительном количестве и она распределена по всему объёму породы. В промышленных объёмах нефть скапливается в геологических структурах, называемых ловушками.
Вопреки расхожему мнению, подземных нефтяных озёр под землёй не существует. Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом и водой. Из-за высокого давления порода спрессовывается до весьма плотного состояния и на ощупь обычно напоминает бетон. Такой пласт геологи называют коллектором, а вещества, находящиеся в коллекторе — флюидом. С точки зрения нефтедобытчика пласт-коллектор обладает двумя основными параметрами — пористостью и проницаемостью.
Пористость определяется долей пустот в горной породе, способных вмещать флюид. Чем больше пористость коллектора, тем в нём поместится нефти и газа. Хорошим показателем является пористость в пределах 15-25%. Проницаемость — свойство горной породы пропускать через себя флюид. Некоторые породы оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы), другие легко пропускают флюид (песчаники, доломиты). Для эффективного извлечения нефти из коллектора важно благоприятное сочетание обоих этих параметров. Классический пример дисбаланса пористости и проницаемости — мел, который обладает исключительно высокой пористостью за счёт пронизывающих его капилляров, но эти капилляры имеют очень небольшие размеры и проницаемость у мела плохая.
Одного только коллектора для формирования ловушки недостаточно, поскольку он не только накапливает, но и легко отдаёт флюид. Миновав пористую и проницаемую породу, нефть и газ продолжат своё движение к поверхности земли. Чтобы этого не произошло, путь должна преграждать покрышка — слой пород, непроницаемых для нефти и газа. Покрышки часто бывают сложены из глины или каменной соли. Коллектор, сверху которого расположена покрышка, называется ловушкой. Несколько ловушек образуют месторождение.
Существует 4 основных вида ловушек. Одна из самых распространённых — антиклинальная ловушка, представляющая собой выпуклый вверх изгиб пласта. Тектонически экранированные ловушки формируются при вертикальном перемещением пластов, когда пласт непроницаемых пород располагается напротив пласта проницаемых пород. Соляной купол образуется при внедрении соляного штока в другие пласты. Стратиграфическая ловушка получается при замещении пористых пород непроницаемыми.
Как правило, нефть содержит растворённый в ней газ. Если газа достаточно много, он может присутствовать в свободном состоянии в верхней части ловушки. Такое скопление газа называется газовой шапкой. Снизу и по краям ловушки обычно находится вода.
Горные породы делятся на три большие группы: осадочные, магматические и метаморфические. Осадочные, в полном соответствии с названием, образовались из осадка, опустившегося когда-то на дно моря или океана. К таким породам относятся пески, песчаники, глины, известняки, доломиты. Вторая группа – магматические породы. И тут без сюрпризов — к этой группе относятся породы, образовавшиеся из магмы, например граниты, базальты, порфириты. Третья группа – породы, претерпевшие преобразование (метаморфизм). Они образовались из осадочных или магматических пород. К метаморфическим породам относятся сланцы, мрамор, кварциты.
Подавляющее число ловушек находятся в осадочных бассейнах. Формирование ловушки в магматической или метаморфической породе — редчайший случай. Возвращаясь к теме аномального строения месторождения «Белый тигр» (про это говорилось в статье о теориях происхождения нефти), нужно отметить, что нахождение нефти в гранитах или туфах не говорит о том, что она образовалась именно в этих породах и, следовательно, имеет абиогенное происхождение. С уверенностью можно утверждать лишь то, что данный коллектор представлен трещиноватыми или выветрелыми магматическими породами. То есть место залегания и тип коллектора не имеют прямой связи с происхождением нефти.
Геологическое строение нефтяных месторождений
Прикаспийская впадина (прикаспийская нефтегазоносная провинция НГП), включает в себя нефтегазоносные месторождения с весьма разнообразными петрофизическими характеристиками. На основе анализа которых разработаем таблицы сравнительных характеристик месторождений, разбитых на два типа по литологическому составу: карбонатные и терригенные. Так же на основе данного анализа рассмотренно геологическое строение условий залегания петрофизеческих характеристик продуктивных горизонтов нефтегазоносных месторождений Прикаспийской впадины, с предложением классификации данных месторождений по типу коллекторов и положению залежей относительно солянокупольных структур.
Распространение углеводородного сырья в Прикаспийской впадине связано с позднепалеозойским комплексом, в основном, с карбонатными породами девонского и каменноугольного возрастов. Прикаспийская впадина имеет суммарную мощность осадочных отложений в ее центральной части 20–22 км. В пермское, в основном, в кунгурское время, накоплена мощная до 7–9 км толща соленосных отложений, что привело к интенсивному развитию соляной тектоники и образованию соляных куполов в последующие эпохи. Изучение структуры соленосной толщи важно для познания геологического строения впадины и решения задач, связанных с поисковыми работами и добычей нефти и газа. Нефтегазовмещающими породами-коллекторами в надсолевом разрезе являются терригенные (песчано-алевритовые) породы с хорошими коллекторскими свойствами. Надсолевой структурный этаж имеет свыше 1300 солянокупольных поднятий, каждое из которых является потенциальной ловушкой и нефти и газа. В надсолевом комплексе основная нефтегазоносность связана с триасовыми, юрскими и нижнемеловыми отложениями. Структурные ловушки надсолевых залежей углеводородов сформированы солянокупольной тектоникой. На многих куполах впадины выделяются центральные (осевые) своды соли, ограниченные, так называемыми, первыми уступами, амплитуды которых измеряются первыми сотнями метров. Далее соль выполаживается, а затем круто погружается в глубокие межкупольные мульды. Амплитуды вторых уступов измеряются километрами. Нефтяные залежи не часто формируются непосредственно над центральными сводами поднятий соли, так как в надсолевых отложениях обычно образуются грабены, разрушающие слои-покрышки [1].
Однако известны надсводовые залежи месторождений (рисунок) Шубаркудуук, Орыкказган, Восточный Молдабек, Кенкияк, в которых над глубокопогруженными, мало-амплитудными поднятиями соли разрывная тектоника развита слабо, что способствует сохранению залежей нефти. К таким месторождениям относятся: Прорва Центральная и Восточная, Боранколь, Актобе, Королевская и др. Наиболее распространены месторождения, приуроченные к крыльям солянокупольных структур, где залежи экранируются сбросами: Акжар, Каратобе Южное, Макат и др. (рисунок), или первыми уступами соли: Мунайлы, Кульсары.
Антиклинальные складки иногда образуются над соляными карнизами. В таких условиях сформировалось крупное месторождение Котыртас Северный, Чингиз. Роль надежного экрана нефтяных структур может играть второй крутой уступ соли. Однако залежей нефти в подобных условиях выявлено мало (Кенкияк, Доссор). Имеются перспективы наращивания запасов надсолевой нефти с ловушками под соляными карнизами (рисунок). Такие месторождения известны лишь на нескольких куполах (Новобогатинское, Доссор Юго-Западный, Каратобе Южное). Изучение структуры кровли соли позволяет выявлять и определять форму соляных куполов, детально изучать их строение, оконтуривать и трассировать сводовые части кровли и крутые уступы соли, определять их амплитуды, выявлять соляные карнизы, прослеживать разрывные нарушения надсолевых отложений, обусловленные соляной тектоникой. Для этих целей используется гравиразведка и сейсморазведки, так как соль обладает пониженной плотностью и повышенной скоростью распространения упругих колебаний. Наиболее сложным этапом геофизических работ является интерпретация полей из-за сложной морфологии соляных тел, изменчивостью петрофизического разреза и сложностью геологических задач [3].
Большинство солянокупольных поднятий имеет форму куполовидных поднятий и брахиантиклиналей. Как правило, в своде они имеют центральный грабен, имеющий простирание синхронное простиранию соляного ядра. Центральный грабен ограничен с обоих сторон основными разрывными нарушениями-сбросами, радиально к которым под разными углами примыкают второстепенные разрывы, разделяющие отдельные крылья на более мелкие поля и блоки [4].
Ведущим типом залежей соляно-купольных поднятий является пластовая тектонически экранированная залежь, ограниченная в своей головной (приграбеновой) части основным тектоническим нарушением центрального грабена (Сагиз). Значительно меньшее распространение имеют пластовые сводовые, стратиграфически и литологически экранированные склоном соляного ядра залежи (Шубаркудук, Кокжеде). В триасовых отложениях выявлены подкарнизные залежи (пластовые экранированные солью карниза) (Каратобе Южное) (табл. 1).
Надсолевой литологический комплекс сложен в основном терригенными песчано-глинистыми отложениями с подчиненным присутствием карбонатных пород в верхней юре и верхнем мелу. В надсолевых отложениях открыто несколько десятков, в основном, нефтяных месторождений, в меньшем количестве – газонефтяных и газовых (Каратобе Южное, Шубаркудук, Кокжеде, Копа, Сагиз) (табл. 1).
Нефть (в %) Каратобе Южное – легкая, мелкосернистая (0,32), парафинистая (5,4), высокомаслянистая (18,28). Нефть месторождения Шубартубек содержит серу (0,6), парафин (1,5), смолы и асфальтиты (53,1). На месторождении Кокжеде нефть тяжелее, сернистые (0,25–1,9) и парафинистые (0,6–2,43). Нефть юрских и меловых отложений месторождения Копа малосернистая, смолистые (8,75) и парафинистые (3,14). Нефтегазоносное месторождение Сагиз имеет довольно разнообразный состав попутного газа: метана (74,5–91,4 %), этана (7,2–15,7 %), пропана (0,04–0,3 %), изобутона (0,04–0,3 %), н-бутана (0,04-0,3 %), азота и редких (0,016-0,043 %), углекислого газа (0,3–0,88 %). Нефть малопарафинистая (0,33–1,1 %), малосмолистая (10,2 %) с содержанием серы 0,09–2,2 %.
К важнейшим особенностям нефтегазоносными комплексами надсолевого этажа относится также отсутствие в нем региональных и контроль нефтегазоносности зональных и локальных покрышек, представленных в основном глинистыми породами. В пределах надсолевого мегакомплекса юго-восточной части Прикаспийской впадины в основном выделяются верхнепермско-триасовой и юрско-меловой нефтегазоносные комплексы. Триасовые и верхнепермские коллекторы обладают удовлетворительными емкостными и фильтрационными свойствами [5].
В верхнепермско-триасовом комплексе открыты месторождения Копа, Макат, Сагиз, Кулсары и др. Самые высокоемкие и высокопроницаемые коллекторы – это песчаные пласты средней юры и мела. С юрско-меловым комплексом связана основная промышленная нефтегазоносность надсолевого комплекса. Так же в надсолевых толщах вскрыты месторождение Кокжеде (нижнетриасовых отложений и средней юры). Пористость коллекторов нефтегазонасыщенного комплекса составляет от 13 до 32.7 %.
Промышленная нефтегазоносностью в верхнепермских, а также верхнемеловых и палеогеновых отложениии месторождений Кенкияк и Каратюбе с миграцией нефти из нижележащих регионально нефтегазоносных комплексов.
Месторождения, расположенные севернее реки Эмбы (Дос-сор, Макат, Сагыз, Байчунас, Кошкар и др.), содержат масляные нефти [1]. Они бессернистые, имеют низкое содержание парафина, смол, почти не содержат бензиновой фракции, но отличаются высоким содержанием высококачественных смазочных масел (особенно нижнемеловые). Основным типом месторождений надсолевого этажа являются месторождения солянокупольных поднятий, сложно построенные и разбитые многочисленными разрывными тектоническими нарушениями (сбросами) на отдельные крылья, поля и блоки, распределение нефтегазоносности в пределах которых также чрезвычайно сложное (Каратобе Южное, Шубаркудук, Кокжеде, Копа, Сагиз) (табл. 1).
Типы залежей УВ в надсолевых отложениях: 1) Надсолевый, 2) Надсолевые на глубокопогруженных куполах, 3) Экранироваемые сбросом центрального грабена, 4) Экранируемые склоном соли (первый уступ, 5) Надкарнизные., 6) Контролируемые вторым уступом соли Доссор, 7) Подкарнизные
Характеристика месторождений нефти и газа терригенных отложений Восточной, Юго-Восточной части Прикаспийской впадины (Астрахано-Актюбинская и Южно-Эмбенская области)
Геологическое строение Самотлорского нефтяного месторождения.
Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. С точки зрения геологии, оно находится в центральной части Нижневартовского свода в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную и Черниговскую структуры третьего порядка. Все они оконтурены изогипсой -2350-2475 м и имеют амплитуду порядка 50-100 м. В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе 2220 м имеет размеры 32×40 км, амплитуду 150 м. В толще выделяется до пяти отдельных песчаных пластов (AB1-AB5), из которых выдержанными являются три пласта. Эти же пласты обладают наилучшими коллекторскими свойствами. Общая мощность готеривско барремской продуктивной толщи 120-160 м, эффективная – 40-100 м. Все нефтеносные пласты этой толщи гидродинамически связаны между собой и поэтому образуют крупную сводовую залежь массивного типа. Высота ее около 100 м. Все отдельные продуктивные горизонты имеют единый водонефтяной контакт. Особенность залежи – наличие газовой шапки (высотой до 40 м), что на нефтяных месторождениях центральной части Западной Сибири явление редкое. Пластовое давление в залежи 17,0—21,5 МПа.
В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Нижний этаж сформировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Отложения этого возраста составляют её складчатый фундамент, тектоническое строение которого изучено к настоящему времени весьма слабо. В соответствии с последней тектонической схемой фундамента Западно-Сибирской низменности, составленной под редакцией И.Н.Ростовцева, район Самотлорского месторождения приурочен к области развития байкальской и салаирской складчатости.
Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовое время. От образований нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Развиты они не повсеместно. В рассматриваемом районе отложения среднего этажа не вскрыты.
Верхний структурно-тектонический этаж – мезозойско-кайнозойский – типично платформенный, формировавшийся в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента, характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол плиты. Отложения мезозойско-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены гораздо лучше других. Для мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты в 1968г. составлена тектоническая карта под редакцией И.Н.Ростовцева, которой мы пользуемся для описания морфологии надпорядковых структурных элементов и структурных элементов 1 порядка.
Тарховское куполовидное поднятие расположено в северо-восточной части Нижневартовского свода, входящего, в свою очередь в состав надпорядковой Хантыйской антеклизы. Антеклиза граничит на юге и западе с Мансийской синеклизой, на востоке – с Колтогорско-Пуровским мегапрогибом, а на севере – с центральной зоной поднятий, выделяемой в бассейнах р.р. Пякупур, Пурпе и правой Хетты. Хантейская антеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя положительные структурные элементы первого порядка: Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский свод и Верхне-Демьянский на юге.
Центральную часть антеклизы занимает отрицательный структурный элемент первого порядка – Юганская впадина. Нижневартовский свод с запада ограничен от Сургутского Ярсомовским прогибом; на юго-западе и юге свод граничит с Юганской впадиной, на востоке с Колтогорским прогибом. Свод образован относительным поднятием крупного блока фундамента. Наличие такого приподнятого блока подтверждается единым, крупным минимумом поля силы тяжести и однообразным, слабоотрицательным магнитным полем. С востока и запада блок ограничен зонами глубинных разломов, выделенных по характеру гравимагнитных аномалий и подтвержденных профилем глубинного сейсмического зондирования ( ГСЗ ), проходящего в широтном направлении по реке Оби. Наиболее четко Нижне-Вартовский свод вырисовывается по поверхности юрского сейсмического горизонта “Б”. Максимальная амплитуда свода по этому горизонту составляет 450м (на западном склоне) и 250м (на восточном). Вверх по разрезу склоны свода выполаживаются настолько, что по кровле сеномана ( горизонт “Б” ) свод как самостоятельная структура не выделяется, а вместе с Сургутским сводом образует крупный структурный нос, открывающийся в восточном направлении. Строение платформенного чехла Нижневартовского свода сейсморазведкой изучена довольно полно вплоть до выявления всех возможных структур III порядка (всего более 30 структур). Бурением лучше всего изучены центральная и восточная части свода.
Все выявленные локальные поднятия – типично платформенные, пологие, изометрической или неправильной формы, с извилистыми контурами. Амплитуда их составляет 50-190м, наклон слоев на крыльях не превышает 1-2°. Большинство структур свода являются погребенными, причем, в южной половине свода преобладают структуры, выраженные по юрскому горизонту, в северной – поднятия более длительного развития, сохраняющие еще заметную амплитуду и по аптскому горизонту. Часть структур III- го порядка по своему расположению и наличию общего приподнятого цоколя объединяются в положительные структуры II-го порядка (валы, куполовидные поднятия). На схеме 1968г. в пределах Нижне-Вартовского свода выделено 7 положительных структур II порядка: Аганское, Кедровое, Варьеганское и Тарховское куполовидные поднятия. Самотлорское месторождение нефти распологается в пределах Тарховского куполовидного поднятия. По опорному отражающему горизонту “Б” ( баженовская свита верхней юры ) куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой – 2400м. На северо-западе, востоке и юге куполовидное поднятие ограничивается заметными погружениями. На севере через небольшую седловину к нему примыкает валообразное поднятие Большой Черногорской и Мало-Черногорской структур. На юго-западе относительно приподнятая зона, с Мыхпайской структурой в седловине, протягивается к Мегионской и Ватинской структуре.
Тарховское куполовидное поднятие объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную, Черногорскую структуры III-порядка. Все они оконтурены изогипсами – 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м. Наибольшую амплитуду (100м) имеет собственно Самотлорская локальная структура, ее вершина – наиболее высокое место всего куполовидного поднятия.
По отражающему горизонту “М”, приуроченному к низам аптского яруса, структурный план Тарховского куполовидного поднятия существенно меняется. В частности, отдельные структуры II порядка: Ореховский, Мегионский, Зайцевский, Соснинский – валы, отдельные структуры III-порядка, четко выделяемые по горизонту “Б”, выполаживаются и более тесно объединяются в единое куполовидное поднятие. Белозерная, Мало-Самотлорская и Мартовская структуры превращаются в незначительного размера осложнения единой структурной единицы и имеют небольшие амплитуды (10-25м) при амплитуде всего купола 100-125м. Морфология отражающего горизонта “Б” наиболее точно совпадает со структурным планом нижних продуктивных пластов месторождения, горизонта “М”- верхних пластов, поэтому при построении структурных карт по продуктивным пластам группы БВ за основу взята карта по горизонту “Б“, а по пластам группы АВ – карта горизонта “М“. Геологический разрез Самотлорского месторождения представлен мощной толщей (до3000м) осадочных пород, залегающих на размытой поверхности складчатого фундамента. Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая мощность этих пород на месторождении составила 87м. Юрская система: Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Они характеризуются четко выраженным двучленным строением: нижний и средний его отделы континентальными осадками, верхний – морскими. Тюменская свита: Нижняя и средняя юра представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Верхняя часть свиты сложена преимущественно аргиллитами и песчаниками (пласт Ю2). Нижняя – аргиллитами темно-серыми с обильными углистыми включениями. Мощность свиты составляет 220-250м. Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской, георгиевской и баженовской свит.
Васюганская свита (келловей-оксфорд) по литологии делится на две части. Нижняя сложена аргиллитами темно-серого цвета, мощность ее 25-35м. Верхняя представлена преимущественно песчаным разрезом и включает в себя пласт Ю1. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, часто за счет примеси глауконита, зеленоватые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Коллекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны (горизонт Ю1).Мощность васюганской свиты 50-60 метров. Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, слюдистыми с тонкими прослоями известняков и включением глауконита. Мощность свиты до 4 метров. Баженовская свита сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, битуминозными. Породы баженовской свиты являются хорошо выдержанными по всему региону и являются отражающим горизонтом “Б”. Мощность до 20м.
Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками. Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами мегионской, вартовской, алымской, низов покурской свит.
Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя – сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ14-22, а БВ19-22 являются промышленно нефтеносными. Мощность толщи достигает 80м. Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми или серыми алевролитами с прослоями песчаников. Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ8-12. Песчаники светло-серые, серые, мелко и среднезернистые, разделенные прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей.
На данном месторождении промышленно-нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пластам БВ10 и БВ8 . Мощность свиты 326-370м. Вартовсая свита подразделяется на две подсвиты. В основании нижней подсвиты залегает пачка аргиллитов, выше – толща переслаивания верхних песчаников, алевролитов и аргиллитов. Верхняя часть вартовской свиты включает продуктивные пласты АВ2-8. Общая мощность вартовской свиты – до 400м. Алымская свита состоит из двух частей. Верхняя подсвита делится на две пачки: верхняя – сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Нижняя подсвита представлена, в основном, песчаниками и выделяется в разрезе как горизонт АВ1. Общая мощность отложений алымской свиты – 67-84м. Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках обнаружена небольшая газовая залежь. Мощность свиты 680-725м.
Выше залегающая часть разреза меловой системы представлена отложениями ее верхнего отдела – преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, мощностью 250-300м. Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты), мощность которых составляет 280-320м, выше залегают континентальные осадки – переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Мощность осадков 235-240м.
Таблица 1. Характеристика Самотлорской нефти.
Тип коллектора поровый, пористость 19-29%, проницаемость 460-1170 мД. Залежи пластовые сводовые литологически экранированные высотой 55-145 м (высота газовой шапки 52 м). Водонефтяной контакт находится на отметках от -1668 до -2325 м. Начальные пластовые давления 16,9-22,4 МПа, температуры 62-77°С. Нефть нафтенометанового типа, содержание S 0,68-0,86%, плотность 845-850 кг/м3. Месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления и механизированным способом.
Загрузка...