Методические рекомендации по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов приказ мпр россии 298 от 01. 11. 2005. М 2008
 Скачать 91.61 Kb.
|
|
ПОИСКИ И РАЗВЕДКА   отдельным категориям запасов с учетом их геологи ческой изученности, подготовленности запасов и про мышленного освоения месторождения (залежи).2. Современная Система (SPE, 2007 г.) по геоло гической изученности в целом адаптирована к дей ствующей в России и требует согласования и уточ нения деталей по отдельным категориям запасов и ресурсов УВ для выработки единых стандартов. ЛИТЕРАТУРА
и газа в зарубежных странах. -М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
Методические рекомендации по применению классифи кации запасов и ресурсов нефти и горючих газов: приказ МПР России № 298 от 01.11.2005. - М„ 2008. УДК 553.98(261):551.31 ВЛИЯНИЕ ЛИТОФАЦИАЛЬНОГО СОСТАВА ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НА ИХ ПРОДУКТИВНОСТЬ НА ПРИМЕРЕ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ШТОКМАНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Г.Я. Шилов (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), А.И. Захаров (ДОАО ЦКБН ОАО "Газпром") Как известно, более 60 % месторождений углево дородов приурочены к терригенным коллекторам, ко торые различаются как по промысловым добычным характеристикам, так и по природе своего образова ния. В настоящее время является актуальным выяс нение причин такого разнообразия фильтрационно емкостных свойств (ФЕС) терригенных коллекторов на исследуемых месторождениях нефти и газа, что может быть использовано для повышения эффектив ности разработки. Целью настоящей работы является рассмотрение влияния фациального состава терригенных коллек торов и связанной с ним геологической неоднород ности на их продуктивность. Для достижения этого необходимо прежде всего решить задачу идентифи кации типа терригенных фаций по геолого-геофизи ческим данным и, кроме этого, предложить класси фикацию терригенных коллекторов, связывающую гео логическую неоднородность коллекторских интерва лов разной фациальной природы с их продуктивно стью, что решается здесь по-новому и имеет особое значение для крупных местоскоплений углеводоро дов, каким, например, является Штокмановское газо конденсатное месторождение (ГКМ). На Штокмановском месторождении, расположен ном на Баренцевоморском шельфе, были открыты 5 газоконденсатных залежей в юрских отложениях: Юо и Юо_1, Ю], Ю2, Ю3 (средняя юра). Продуктив ные пласты, вскрытые в интервале глубин 1813 м (пласт Юо)...2479 м (пласт Юз), представлены пре имущественно мелкозернистыми, слабослоистыми, хорошо отсортированными песчаниками и алевроли тами с незначительным содержанием пелитов и сред незернистых разностей. По петрографическому соста ву обломочной части породы преимущественно поле вошпатово-кварцевые. Содержание кварца - до 80 %. Продуктивные пласты Штокмановского ГКМ по своим ФЕС и газоконденсатности неоднородны. Сте пень этой неоднородности для каждого из пластов различна и зависит от особенностей их формирова ния [1 и др.], в частности от литолого-петрографиче ских свойств пород, слагающих продуктивные пласты, области их образования, продолжительности и интен сивности сноса, влияния изменяющейся палеогеогра фической среды их формирования (перехода от при брежно-морских к морским условиям) и связанных с данным фактором основных особенностей изменения коллекторских свойств продуктивных пластов. Здесь, как и на любом другом месторождении, необходимо определить вертикальный профиль из менения проницаемости для каждого из продуктив ных пластов (залежей), что позволит учитывать осо бенности изменения ФЕС при разработке. Однако получение таких вертикальных профилей проница емости, как правило, связано с большими трудностя ми вследствие технических (отсутствие замеров ГДК) или методических (отсутствие достоверных методик определения проницаемости по ГИС) трудностей. На наш взгляд, решение данной проблемы состоит в том, чтобы прогнозирование интервалов терригенных коллекторов с высокой продуктивностью осуществ лять, определяятипы терригенных фаций по ГИС и керну, которые характеризуются высокими ФЕС, т. е. высокими пористостью и проницаемостью. По-видимому, более надежные результаты мож но получить, выделяя высокопродуктивные терриген- ные коллекторы, когда соответствующие типы фа ций оцениваются не только с помощью имиджа ка ротажных кривых, но и определяя интегрированный коэффициент однородности продуктивных пластов. При выполнении данного исследования основы вались на классификации, в основу которой был по ложен такой классификационный признак, как харак тер изменения размера минеральных зерен по вер тикали пласта [2]. Выбор в качестве генетического признака терригенных фаций размера зерен был сде лан потому, что этот параметр, с одной стороны, кон тролирует литологический состав породы и глини стость терригенной породы, а с другой - связан с гид родинамикой среды осадконакопления. Согласно данной классификации терригенные фа ции подразделяются на 3 группы:
Первые две из этих групп, в свою очередь, под разделяются на два класса, а третья состоит из трех классов, причем в основу такого деления положен генетический принцип. Классы фаций делятся также на типы и элементар ные фации. В частности, фации песчано-алевролито- вых тел потокового генезиса подразделяются на сле дующие 4 типа фаций: а) потоково-континентальные, б) потоково-дельтовые, в) прибрежно-морские пото ковые, г) глубоководно-морские потоковые. Каждый из этих типов состоит из ряда элементарных фаций. Например, тип глубоководно-морских потоковых фа ций включает в себя элементарные фации турбиди- тов и контуритов. В то же время фации песчаных об разований регрессивно-трансгрессивного осадкона копления состоят из четырех типов фаций, внутри ко торых элементарные фации пока не выделены. Клас сы фаций группы песчано-алевролитовых отложений с увеличением зернистости вверх по разрезу подраз деляются на два типа элементарных фаций каждый. Как показал анализ геолого-геофизических дан ных, терригенные разрезы продуктивных юрских от ложений Штокмановского месторождения могут быть подразделены по фациальной принадлежности со гласно вышеуказанной классификации. В качестве основных методов идентификации фа циальной принадлежности исследуемых отложений были использованы два: 1) качественный анализ - по типам каротажных имиджей фаций (кривые ГК, ПС) [2, 3] и 2) количественный анализ - по значению ин тегрированного коэффициента геологической неод нородности Аоднинт, который предложил в 2004 г. А.В. Ахияров [3]. Физический смысл данного коэф фициента становится ясен из его формулы iz _ iz v _ ^п_мин ^кол. ЛОДН_ИНТ - л0ДН П ' ЛОДН Р - т, гт TJ ЛП_МАКС ЛОБЩ. ' '’КОЛ. 0 <К’одн_инт - 1, (1) где Аодн_инт - интегрированный коэффициент одно родности; Аодн_п - коэффициент однородности по пористости (ультрамикро- и микронеоднородность); А’одн р - коэффициент однородности по расчленен ности (меза-, макро- и метанеоднородность). Значе ния А'п мин и Кп макс соответствуют минимальным и максимальным значениям пористости исследуемо го пласта в целевом интервале разреза скважины. По ристость определяется по ГИС (с возможным привле чением керновых данных). Значение Кп мин берется не ниже кондиционного предела для терригенного коллектора данного региона и исследуемого страти графического интервала; //кол. - толщина коллекто ра; //общ. - общая толщина пласта; АКол. - количество пропластков коллектора. Отношение #кол///общ. по казывает мезонеоднородность, а число Якол. непос редственно связано с макронеоднородностью. В це лом же /Года р дает нам численное значение метане однородности. Физический смысл этой формулы та ков: если Ап мин = Яп_макс> //кол. = //общ. и Мюл = 1, то А*одн_инт = 1, т. е. продуктивный пласт в разрезе данной скважины является идеально однородным на всех иерархических уровнях. Таким образом, чем бли же к единице значение Аоднинт, тем однороднее ис следуемый пласт. На прямую зависимость продуктивности отложе ний от степени геологической неоднородности ука зывали в своих работах В.И. Азаматов, Л.Ф. Демен тьев, Г.М. Золоева и многие другие исследователи. На примере различных месторождений ими было по казано уменьшение продуктивности по мере увели чения неоднородности пород-коллекторов. Для Штокмановского месторождения проведен ные исследования фациального состава юрских отло жений подтвердили необходимость разделения стра тиграфических пластов в геофизической интерпре тации, а также необходимость разделения коллекто ров на классы [4]. В табл. 1 приведены коллекторские свойства, ли тологическая характеристика и фациальный состав терригенных отложений основных продуктивных горизонтов юры рассматриваемого месторождения. Для определения наиболее продуктивных коллек торов юрских отложений были проведены также вы числения интегрированного коэффициента геологи ческой однородности. Результаты произведенных вы числений приведены в табл. 2. В качестве исходной информации были использованы сводные планшеты ГИС по семи скважинам Штокмановского месторо ждения с указанными значениями эффективных тол щин и нанесенными (в соответствующих интервалах) величинами коэффициента пористости Ап, опреде ленного по ГИС. Общая толщина пласта определя лась как разность между отметками кровли и подош вы (с точностью до 1 м). Эффективная толщина вы числялась как сумма всех пропластков с установлен ным значением Ап (также с точностью до 1 м). Коли чество пропластков определялось путем визуального анализа кривых ПС и ГК в целевых интервалах ис следований. Минимальные и максимальные значе ния Ап в целевых интервалах принимались с учетом их репрезентативности (представительности), т. е.
Лнтолого-фацнальная и емкостная характеристики юрских отложений Штокмановского газоконденсатного месторождения Характеристика геологической неоднородности коллекторов юрских отложений Таблица 1
Таблица 2 Зависимость общей продуктивности исследуемых отложений от величины интегрированного коэффициента однородности "отсекались" случайные значения, нехарактерные для данного целевого интервала исследований. Поскольку в данном случае нефтяная компонен та в притоке пластового флюида отсутствует, то фор мула для приведенного дебита, которую мы исполь зовали для дальнейшего корреляционного анализа, имеет вид бг приведенный сут сут сут 1000 (2) Корреляционная зависимость общей продуктив ности исследуемых отложений = Г + В от вели чины интегрированного коэффициента однородности Аодн_инт приведена на рисунке. Конечный результат (см. рисунок) представляет ся авторам вполне приемлемым. Полученное корре ляционное облако имеет форму узкого веера непра вильной формы, с точкой перегиба (по оси ОЛ) при Аодн_инт = 0,5, что представляется вполне реальным, так как известно, что при Аоднинт = 0,5 в ряде слу чаев происходит небольшой ступенчатый "скачок" дебитов, причем величина "ступени" увеличивается от нижней к верхней границе "доверительного ин тервала" корреляционного облака. Объяснение этому явлению следует искать во влиянии литологического фактора, когда породы пре имущественно песчаного состава (кровельные части  устьевого и барьерного баров, подошвенные части песчаников потоковых фаций) сменяются породами преимущественно алевритового состава (подошвен ные части баровых фаций и др.). Наличие "шлейфа веера" обусловлено, по-видимо му, присутствием летучего компонента (свободного газа) в притоке пластового флюида, что и является причиной увеличения "разброса" по мере возраста ния дебитов. При этом следует отметить, что по результатам испытаний трех объектов - скв. 2 пласт Юг, скв. 4 пласт Юо и скв. 4 пласт Ю| - фактические данные превосходят самые оптимистические расчетные ве личины: вертикальный "отход" от корреляционного облака (в сторону увеличения) составляет :
При этом сами результаты достаточно уверенно "укладываются" на прямолинейный тренд. В случае со скв. 4 для объяснения данной анома лии представляется возможным привлечение техно логического фактора: испытания данной скважины производились позднее, другой подрядной организа цией и по другой (возможно, более прогрессивной) технологии. Таким образом, геологическая неоднородность тер ригенных коллекторов, влияющая на их продуктив ность, напрямую завит от их фациальной приурочен ности и может быть одним из основных факторов, влияющих на эффективность разработки залежей неф ти и газа, в том числе для Штокмановского газокон денсатного месторождения. ЛИТЕРАТУРА
УДК 553.93+551.242.5.056(470+571/1-922) ГЕОЛОГИЯ И ПОТЕНЦИАЛЬНАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ПОЛУОСТРОВА РЫБАЧИЙ (КОЛЬСКИЙ ПОЛУОСТРОВ) Н.О. Сорохтин1, Н.Е. Козлов1,2, В.Н. Глазнев3, И.В. Чикирёв2 (ГИКНЦРАН1, АФ ФГОУВПО "МПУ2, ГОУВПО "ВГУ3) Вопрос о потенциальной нефтегазоносности ри- фейских отложений Кольского региона обсуждается в литературе с 70-х гг. прошлого столетия. В этой связи можно вспомнить публикацию В.В. Любцова с соавторами [1], описавших аномально высокие кон центрации углеводородных газов в рифейских отло жениях полуостровов Рыбачий, Средний и о-ва Киль- дин. Пиком этих исследований можно, вероятно, счи тать появление в 1998 г. статьи [2] с интригующим названием: "Рифейская нефть полуострова Рыбачий: миф или ключ к принципиально новому направле нию нефтегазопоисковых работ на шельфе Баренце ва моря?". Авторы этой статьи на основе геолого-гео физических данных ответили на заданный ими во прос положительно. Более того, в работе было пред ложено место заложения параметрической скважины. Тем не менее, результаты последующих исследова ний не подтвердили правомерности подобного опти мизма и интерес к береговой и прибрежной части Кольского региона был утрачен. Тем более что от крытие в 1988 г. Штокмановского газоконденсатно го месторождения закономерно увело поиски УВ в акваторию Баренцева моря. Авторы настоящей статьи, на протяжении послед них пяти лет занимаясь проблемами нефтегазонос ности рифейских отложений Кольского региона, по лагают, что причинами нерезультативное™ поиска здесь УВ являются, с одной стороны, ошибки в ин терпретации геолого-геофизических данных, и, с дру гой - отсутствие общей концепции пространственно- временного распределения УВ в пределах региона и недостаточная изученность историко-генетических ас пектов его развития. В настоящей работе предприня та попытка восполнить этот пробел. Ограниченный объем статьи не позволяет дать под робный анализ геологии и геодинамики нефтегазоно сных бассейнов западной части Арктического шель фа России. Здесь авторы могут лишь сослаться на пу бликации, где данные вопросы рассмотрены более подробно [3-6]. Ниже приведены некоторые основ ные выводы этих работ, необходимые для аргумен тации данного исследования. Было показано, что геодинамическая эволюция и формирование нефтегазового потенциала европей ской части арктического шельфа России происходи ли в течение продолжительного отрезка времени (от рифея до мела), что привело к избирательному накоп лению крупных, а местами и гигантских месторож дений различных типов УВ сырья в приповерхност ных областях земной коры. Изучение и анализ геоло гического материала [7-9 и др.] позволили выделить в пределах Баренцево-Карского региона 4 возрастных интервала нефтегазообразования, которые закономер но распределены в пространстве и отражают специ фику развития континентальной коры и океаниче ских бассейнов в его пределах (рис. 1). К наиболее ранним, потенциально нефтегазонос ным образованиям региона нами были отнесены раз витые в зоне сочленения Русской плиты с Тимано- Печорской и Баренцевоморской литосферными пли тами структурно-вещественные комплексы среднего и верхнего рифея (венда). В настоящее время эти образования обнажены в пределах п-ова Варангер в северной Норвегии, полуостровах Средний, Рыба чий и о-ва Кильдин на северной оконечности Коль ского полуострова, а также на Канином носу и Ти- манском выступе Архангельской области. В геологи ческой литературе они выделяются как Тимано-Ва- Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 5/2011 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||