Геологическое строение Северо-Комсомольского месторождения и проект доразведки залежей нефти и газа пласта ПК1 меловых сеноманских отлож

При этом, произошла более полная изоляция Западного и Восточного+Южного поднятий  за счёт «объединения» серии малоамплитудных северо-восточных и субширотных разрывных нарушений позднего этапа в единую зону дислокаций с наложенным прогибом шириной  от 2  км по горизонту  ПК18 до 3-4 км по ПК1 (полностью водоносным в толще пласта ПК1). Диапазон распространения этой наложенной полосы тектонического прогибания, возникшей в результате левостороннего сдвига в условиях разгрузки растягивающих тектонических напряжений, охватывает отложения пластов ПК18-ПК1 вплоть до четвертичных отложений и современной поверхности.

На основании изложенного можно  сделать заключение о весьма сложном тектоническом строении Северо-Комсомольского месторождения. Считаем необходимым обратить внимание, что чрезвычайная концентрация тектонических нарушений данного месторождения создает условия повышенного эндогенного теплового режима, благоприятствующего образованию ловушек и залежей углеводородов. На рис.2 показаны перечисленные структуры мезозойско-кайнозойского чехла платформенного Северо-Комсомольского месторождения.

 

Рис 2. Тектоническая схема мезозойско-кайнозойского чехла Северо-Комсомольского месторождения

 

 

6. Нефтегазоносность района

 

Промышленная нефтегазоносность  Северо-Комсомольского месторождения  связана в основном с отложениями  мелового комплекса. В юрском комплексе  вскрыты лишь две небольшие по запасам углеводородов залежи.

По характеру геологического строения Северо-Комсомольское месторождение  относится к группе очень сложных, так как нефтегазоносность залежей  контролируется разрывными нарушениями  и литологическими экранами.

           Продуктивный  разрез в интервале глубин 1000-3000м содержит 9 газовых залежей, 4 газоконденсатных, 6 нефтяных и 2 нефтегазовые залежи. За исключением последних все остальные залежи находятся на значительных глубинах, содержат небольшие по размерам и запасам маловязкой нефти, газа и конденсата залежи, сосредоточенные в основном в разрезе южного блока месторождения.

На Северо-Комсомольском месторождении пласт ПК1 является основным подсчетным объектом и поэтому требует более детального изучения.

          Породы, слагающие пласт ПК1 характеризуются высокими емкостно-фильтрационными свойствами.

Открытая пористость пород-коллекторов  изменяется в диапазоне  от 23 до 48%, составляя в среднем – 30,7%. Диапазон изменения проницаемости – от 1 до 2537, мД при  среднем значении  278,1 мД. Однако эту величину следует рассматривать как весьма условную, учитывая низкий вынос керна рыхлых пород этого пласта. Заслуживают внимания величины Кпр > 2000 мД, полученные по промысловым исследованиям некоторых, что позволяет понять физический смысл получения притоков высоковязкой нефти 20-5- м3/сут.

 Остаточная водонасыщенность  пород изменяется от  4,7 до 93%, составляя  в  среднем 40.7%.  Песчанистость  (содержание фракций свыше 0,1 мм)  варьирует от 0,1 до  90.9% при среднем  значении  34,8%, алевритистость (содержание фракции размером 0,01-0,1 мм)  - от 1,3 до 86,2%,  составляя в  среднем  45,6%, глинистость  - от 1,7 до 63,9 % при  среднем значении 19,0%, карбонатностость - от  0 до  40,6%, при среднем 2,5%. Плотность пород-коллекторов колеблется от 1,51 до 2,59 г/см3, составляя в среднем 1,81 г/см3. 

Залежь нефти и газа пласта ПК1

Пласт представлен в основном рыхлыми  песками и слабосцементированными песчаниками с многочисленными  тонкослоистыми и часто прерывистыми прослоями глинистых пород. Среди слоев песчаных пород основную роль по (числу) в продуктивном разрезе пласта ПК1 играют проницаемые пропластки толщиной до 4,0м (83,9%), как в газонасыщенной (79,4%), так и в нефтенасыщенной зонах (89,1%).

По классификации А.А.Ханина породы пласта ПК1 относятся чаще к коллекторам III, IV, V класса, встречается I и II класс.

          Толщины глинистых прослоев, расчленяющих коллектора, изменяются от 0,4 до 5,2м, иногда и больше, но чаще встречаются толщиной 0,4-0,8м.На отдельных участках месторождения выявлена существенная глинизация кровельной части разреза пласта. Пласт имеет повсеместное развитие по всей территории месторождения, однако его толщинные характеристики оказались оценёнными неполностью в связи с тем, что 22 поисково-разведочные скважины из 72 пробуренных  и 17 эксплуатационных (из 30) вскрыли пласт частично. С рассматриваемым объектом связано две газонефтяные залежи, разделённые протяженной шовной зоной тектонических нарушений, выявленной по материалам сейсмики 3D.

Залежь 1 приурочена к Западному  л.п., вскрыта 20 скважинами на глубине от 1059,8 до 1117,6 м, относится к массивному типу, её границами в восточной части на отдельных участках являются тектонические нарушения. Залежь имеет обширную газовую шапку размером 20,1х4,6 км при высоте 37 м и нефтяную оторочку 25,5х5,7 км, высотой 21 м. Газонефтяной и водонефтяной контакты, определённые по результатам опробования скважин, приняты на абс. отметках соответственно -1023,1 - 1024,8 м и –1040,6-1047 м с наклоном в северном направлении.

Залежь массивного типа с довольно мощной водонасыщенной частью – порядка 80 м, водонефтяная зона (ВНЗ) имеет ширину от 0,2 до 3,5 км, составляя 32,8% от общей площади нефтеносности.

Залежь 2 приурочена к Южному и Восточному л.п., вскрыта 36 поисково-разведочными и 30 эксплуатационными скважинами на глубине 1055,6 – 1219,2 м, обладает полностью идентичным с выше рассмотренной залежью морфологическим типом, но заметно большими размерами: газовой шапки 39,3х4,7 км при высоте 49 м, нефтяной оторочки 41,3х5,9 км при высоте 12 м; залежь имеет весьма сложную конфигурацию своих границ. ГНК обосновывается данными опробования скважин на абс. отметках –1020,7-1025,6 м с наклоном в том же направлении, наклон ВНК более значителен с -1031,1 до -1044,2 м.

Толщинные характеристики газовой  шапки выглядят следующим образом: общие толщины варьирует от 1,3 до 58,6 м, составляя в среднем 20,3 м, газонасыщенные - от 0,5-0,8 до 42,2 м с заметной концентрацией  повышенных их величин (более 15 м) в центральной (районе расположения скважин 34, 36, 440, 460, 461) и северной. Нефтяная оторочка, несмотря на значительный диапазон изменения общих толщин от 2,7 до 19,4 м при среднем значении 9,7 м, нефтенасыщенных - от 1,9 до 14,4 характеризуется более однородным геологическим строением.

Залежь, так же как и рассмотренная выше, массивного типа, водонасыщенная её часть порядка 72 м, ВНЗ имеет несколько меньшую ширину 0,25 – 2 км, составляя 21,8% от общей площади нефтеносности.

Пласт отделяется от ниже залегающих, в основном водонасыщенных, отложений  выдержанной по площади пачкой глинистых пород толщиной более 5 м.

 

2. Исследовательская часть

 

1.  Литологическое расчленение и корреляция  разрезов скважин,  выделение пород-коллекторов

Для общих исследований геологических  разрезов в масштабе глубин 1:500 по всему  стволу скважин выполнялся следующий комплекс ГИС:

- стандартный каротаж;

- индукционный каротаж (ИК);

- боковой каротаж (БК);

- кавернометрия (КВ);

- радиоактивный каротаж (ГК, НГК, НКТ);

- газовый каротаж;

- инклинометрия;

- термометрия;

- акустическая цементометрия (АКЦ);

- гамма-гамма цементометрия (ГГЦ).

Для детальных исследований в интервале  продуктивных пластов в масштабе глубин 1:200 выполнялся следующий комплекс ГИС:

- стандартный каротаж;

- боковое каротажное зондирование (БКЗ);

- индукционный каротаж (ИК);

- боковой каротаж (БК);

- микрозондирование (МКЗ);

- микробоковой каротаж (МБК) и микрокавернометрия(МКВ);

- кавернометрия (КВ);

- резистивиметрия;

- радиоактивный каротаж (ГК, НГК,НКТ);

- акустический каротаж;

- гамма-гамма плотностной каротаж (ГГК-П);

- акустическая цементометрия  (АКЦ);

           Из  дополнительных методов применялись  многозондовый нейтронный каротаж  (МНК), опробователь пластов на  кабеле (ОПК) и  ядерно-магнитный  каротаж (ЯМК).

Сама задача корреляции разрезов скважин  решалась путем прослеживания отдельных участков геологического разреза, обладающих сравнительно устойчивой геофизической характеристикой. В качестве основных реперных границ принимались локальные поверхности, связанные, как правило, с однородными глинистыми породами, выдержанными как по толщине, так и по простиранию. Необходимо отметить, что при корреляции выделялись стратиграфические границы интервалов, как правило, приуроченные к той или иной пачке глин, разделяющей пласты. Поэтому граница подошвы каждого из пластов совпадает с границей кровли нижележащего пласта.

Отражающий горизонт «ПК1», приуроченный к кровле покурской свиты, однозначно выделяется по подошве мощной глинистой пачки в низах кузнецовской свиты, которая характеризуется высокими малодифференцированными показаниями кривой ПС, пониженными показаниями нейтронных методов и высокими значениями метода ИК.

Литологическое расчленение разреза  скважин в пределах перспективных  интервалов предусматривает выделение  пластов, различающихся по геофизическим  свойствам, определение их границ и глубины залегания. Принадлежность выделенных пластов к определенному литологическому типу определяется по совокупности признаков на диаграммах различных методов ГИС. В целом разрез скважин по данным ГИС можно расчленить на песчано–алевритовые породы, аргиллиты и карбонатизированные (плотные) и углистые разности.

Наиболее детально проведено расчленение  песчано-алевритовых пород, являющихся потенциальными коллекторами. Известно, что коллектором считается порода, способная принимать или отдавать флюид при заданном перепаде давления в системе скважина–пласт. Терригенные коллекторы рассматриваемых скважин имеют слоистую текстуру с многочисленными рассеянными включениями глинистых минералов и относятся к межзерновому типу, представлены разнозернистыми песчаниками полимиктового состава, при выделении которых по данным ГИС накоплен достаточно большой опыт. Они уверенно выделяются по прямым качественным признакам, обусловленных проникновением фильтрата глинистого раствора в пласты–коллектора.

Для корреляции были выбраны скважины по залежи 1: 21, 23, 26, 467, 472; по залежи 2: 32, 465, 461, 501, 477, 35, 899). По выбранным для корреляции скважинам для выделения и прослеживания границ продуктивных пропластков, для определения их насыщения были использованы результаты геофизических исследований по следующим методам:

- стандартный каротаж (все выбранные  скважины). Стандартный каротаж включает  в себя запись потенциал-зондом (ПЗ) N6М0.5А и градиент-зондом А2М0.5N с одновременной записью кривой  потенциалов собственной поляризации (СП). Стандартный каротаж в продуктивной части разреза в масштабе глубин 1:200 в интервале сеноманских отложений выполнен в  96 скважинах (94%), в интервале нижезалегающих пластов ПК, АП, БП, ачимовских и юрских отложений в 51скважине (100%). Масштаб записи КС - 2,5 Омм/см, СП – 12,5 мВ/см, скорость записи 2500м/ч. Запись диаграмм осуществлялась аппаратурой АБКТ, КСП-1, К-3, Э-1, АИК-5. Качество диаграмм, в основном, хорошее.

-- индукционный метод (ИК)  выполнен в 88 скважинах (86%) в интервале сеноманских отложений и в 50 скважинах (98%) в интервале нижележащих продуктивных пластов. Масштаб записи ИК 25 мСим/м/см, аппаратура АИК-М, АИК-5, запись проводимости пород осуществлялась зондом 6Ф1. Скорость регистрации 1500-2500 м/ч. Качество первичных материалов хорошее и удовлетворительное.

- боковой  каротаж (БК) выполнен в 85 скважинах  (83%) в интервале сеноманских отложений  и 49 скважинах (96%) нижележащих  продуктивных пластов. Кривые  записаны в логарифмическом масштабе  с модулем 4; 5 и 6,25 см, применяемая аппаратура АБКТ, ТБК, Э-1. Скорость регистрации диаграмм 1000-2500 м/ч. Качество материалов хорошее и удовлетворительное.

- радиоактивный каротаж включает гамма-метод (ГК) и нейтронный метод (НК), которые зарегистрированы в 89 скважинах (87%), в интервале сеноманских отложений и в 50 скважинах (98%) в интервале нижележащих продуктивных пластов. Радиоактивный каротаж проводился в необсаженных и обсаженных скважинах аппаратурой ДРСТ-3-90, ДРСТ-1. Регистрация кривых велась со скоростью 250-400 м/ч в интервале проведения БКЗ и в масштабе глубин 1:500 со скоростью 500-600 м/ч по всему разрезу скважины.  В качестве индикаторов в канале ГК применялись кристаллы NaJ (Тl) с размерами 30-40, 40-40, 40-80 мм. В некоторых скважинах применялись индикаторы СДН (40´40). Для записи кривых НК применялись полониево-бериллиевые и плутониево-бериллиевые источники мощностью (5.28-11)-106 н/сек. Скорость регистрации при постоянной времени интегрирующей ячейки 3с составляет 180-450 м/ч, а при 6с – 220-300м/ч. Качество материалов хорошее и удовлетворительное.

- гамма-гамма плотностной метод  (ГГК-П) выполнен в 9 скважинах  (9%) в интервале сеноманских отложений и в 4 скважинах (8%) в интервале нижележащих продуктивных пластов аппаратурой СГП-АГАТ. Скорость записи 120-400 м/ч. Для регистрации рассеянного гамма-излучения использовались сцинтилляционные счетчики, состоящие из фотоумножителей ФЭУ-74А и кристаллов NaJ (Тl) размером 25´40 мм для большего зонда и 25´30 мм для малого. Качество записи удовлетворительное.

Проницаемые пласты среди вмещающих  глинистых пород отмечаются положительными приращениями на микрозондах, наличием глинистой корки на кавернограмме, отрицательными аномалиями ПС, радиальным градиентом сопротивления, установленным по данным измерений зондов с разной глубинностью.

Одним из основных количественных критериев  при выделении коллекторов по данным ГИС в терригенном разрезе  рассматриваемого участка, как уже указывалось выше, является граничное значение относительной амплитуды ПC.

 

 

 

2. Технологическая схема обработки данных ГИС 

 

В программе ГеоПоиск была произведена оцифровка каротажных диаграмм ГИС, после чего были построены корреляционные схемы пласта ПК1 через скважины 26-467-472 (вертикальный профиль по залежи 1), 21-23 (горизонтальный профиль по залежи 1), 501-461-465-32 (вертикальный профиль по залежи 2), 477-35-899 (горизонтальный профиль по залежи 2). Следует учитывать тот факт, что все перечисленные скважины, кроме 899, пробуренной в 2000г, являются поисково-разведочными.