Дорогиницкая Л.М., Исаев Г.Д., Скачек К.Г., Шалдыбин М.В. (ТПП Когалымнефтегаз, ООО НИЦ Сибгеонафт)

Проблема разработки юрских месторождений нефти и газа чаще всего обусловлена неоднородностью строения и свойств продуктивных пород. Сложность строения пластов объясняется фациальной и литологической изменчивостью пород-коллекторов, а неодно-родность свойств имеет несколько причин. Из «петрографических» причин можно отметить:

• неравномерность развития наложенных процессов, в частности, карбонатизации;
• особенности структуры зернового матрикса и неоднородности цемента;
• неоднородность упаковки и ориентировки зерен, обломков;
• разнонаправленность ориентировки первичных пустот.

Развитие трещиноватости – один из ведущих признаков, осложняющих строение и емкостные качества коллекторов. Именно трещиноватость определяет мощность, интен-сивность и направление флюидомиграции в продуктивных пластах. Трещиноватость не просто искажает первичные петрофизические характеристики матрицы коллектора, она существенно (в несколько раз) улучшает проницаемость. Разрушая и деформируя породы, она является основным фактором перераспределения флюидов. Следует подчеркнуть, речь идет не о тектонической трещиноватости в целом, а о той, что определяет и контролирует развитие дезинтеграции пород на блоки, разуплотнения и проницаемости, связанных с флюидомиграцией. Трещиноватость можно наблюдать и изучать в керне и шлифах. Как показали наши петрофизические исследования, с повышением трещинообразования в породах коррелируют такие признаки, как улучшение емкостных качеств коллектора, увеличение интенсивности битуминизации пустотного пространства, развития тектонических признаков. Последние мало кто изучает в шлифах и в керне. Вместе с тем, именно направленность и интенсивность флюидогенеза в нефтяных пластах являются главной причиной их неоднородности. С этим процессом связано распространение в пластах повышенной карбонатизации и других наложенных процессов (битуминизации, окремнения, углефикации и других).

 

Рис. 1. Особенности углефикации и битуминизации в активных зонах флюидомиграции

 

Фациальное изучение и текстурный анализ продуктивных пород пластов ЮС₁ и ЮС₂ показали (рис.1), что макротекстурная неоднородность является главной в трещино-образовании. В зонах повышенной трещиноватости и дробления наблюдается особый характер выхода керна [2], поэтому наблюдение зон трещиноватости в продуктивных интервалах по скважинам имеет огромное значение, особенно если они сопровождаются явными следами флюидомиграции и тектоногенеза (рис.2-3).

 

Рис. 2. Особенности трещинообразования и наложенных процессов в продуктивном комплексе Тевлинско-Русскинского месторождения

 

Рис. 3. Сложные процессы флюидотектонического преобразования пород в очагах флюидомиграции

 

Анизотропия физических свойств (упругих, магнитных, плотностных и др.) обу-словлена не только изменчивостью петрофизических характеристик (проницаемости, вторичной пористости), но и направленностью (трендом изменения) разуплотнения матрицы, ее деформации посредством флюидотектонических процессов. Изучение ориентировки флюидомиграции в пластах возможно только на ориентированном керне. Ориентировка керна возможна и в процессе его отбора при бурении (специальные пробоотборники). Существуют, кроме того, палеомагнитные методы, позволяющие сориентировать керн в пространстве, причем, определять не только современное его расположение в породах, но и положение во время образования породы.

Работы Меркулова В.П., Краснощековой А.А. и др. по анизотропии коллекторов нефтяных месторождений [3,4] касаются комплекса исследований: петрографических, палеомагнитных и физических (упругих, магнитных), но они не включают важнейший комплекс вещественных признаков: текстурных, фациальных, петрофизических (плотность, проницаемость, пористость) и флюидотектонических. Базироваться только на предпочтительной ориентации удлинений частиц цемента и зерен песчаников, оптических осей кварца, совпадающих с главной осью эллипса анизотропии магнитных свойств [4], не совсем верно, так как это чаще фиксирует первичную ориентировку компонентов, а не новообразованную, флюидомиграционную.

В юрских пластах Тевлинско-Русскинского месторождения на предварительно ори-ентированном керне авторы исследовали 140 петрографических шлифов с использованием Федоровского метода. Кроме того, было изучено 33 ориентированных шлифа (по три с одного керна) на тех же образцах, на которых имелись данные по проницаемости и пористости. Определение пространственной ориентировки палеомагнитным способом и изготовление ориентированных шлифов в трех взаимно перпендикулярных сечениях производилось согласно определенной схеме (рис.4).

 

Рис. 4. Схема изготовления петрографических шлифов из ориентированного образца керна

 

Ориентированные шлифы изучались (от 10 до 40 расчетов в каждом) для определения:

• ориентировки пор, пустот, микротрещин в различной степени заполненности, рас-крытости;
• ориентировки длинных осей обломков пород, минералов и минеральных агрегатов;
• предпочтительной ориентировки зон, пустот с жидкими либо твердыми углеводо-родами, битуминизированных зон и объектов, линз битумоидов и просечек углеродистого материала;
• ориентировки структур дислокационного характера, изгиба зерен, катаклаза и т.п;
• интенсивности развития, раскрытости и заполненности трещин и зон дробления матрицы и породы в целом.

Для подобного рода исследований подбирались образцы керна, в котором отмечались визуальные признаки тектонических деформаций (рис.5), трещиноватости (см. рис.2) и флюидометасоматических преобразований в областях генерации УВ (см.рис.3). Последнее имеет исключительно большое значение, так как зоны генерации углеводородов отличаются максимальным набором комплекса новообразованных признаков, фиксирующих «очаги метасоматоза» в осадочных толщах.

 

Рис.5. Признаки тектонического постседиментационного воздействия в продуктивных породах Тевлинско-Русскинского месторождения

 

Массивы горных пород могут испытывать следующие напряжения: сжатия, растяжения, скручивания, пластического изгиба и сдвига [1]. В пределах Западно-Сибирского осадочного бассейна при исследовании глубоко погруженных горизонтов можно наблюдать дислокации, связанные с перемещением блоков пород (со скольжением) в сторону центральной части бассейна. Они фиксируются и по керну в глинистых породах и отражаются в акустическом каротаже и кривой кавернометрии. Такие же динамические напряжения (рис.6) с развитием зон сжатия, растяжения, зон трещиноватости-дробления, регионального разуплотнения и проницаемости наблюдаются в нефтегазоносных юрских резервуарах, причем природа этих явлений чаще всего флюидотектоническая, т.е. обусловленная латеральной и субвертикальной флюидомиграцией УВ.

 

Рис. 6. Схема развития зон динамических напряжений, генеральной флюидомиграции и зон максимального флюидного воздействия в пределах Тевлинско-Русскинского месторождения

 

Рис. 7. Новообразованная пористость и трещиноватость (ориентированные шлифы) в различных флюидотектонических зонах месторождения

 

При детальном изучении юрских разрезов Тевлинско-Русскинского месторождения наблюдались:

• сублатеральные дислокации, приуроченные к слоистым песчаникам (скв. 122, 6333, 7244, 7482 и др.);
• дислокации тектонического сжатия с развитием дон дробления, субвертикальной трещиноватости (скв. 7834, 7880, 6503, 8034);
• разнонаправленная трещиноватость с развитием вторичных пор;
• дислокации растяжения (рис.7) с развитием ориентированной пористости (и лате-ральной и субвертикальной).
• зоны многократного сжатия и растяжения с сопутствующим дроблением пород и минералов и развитием проницаемых участков (рис.7).

В результате микротектонического анализа ориентированных шлифов, наблюдения трещиноватости и флюидотектонических признаков в керне и в шлифах, обобщения и анализа петрографической и петрофизической неоднородности в пластах ЮС₁ и ЮС₂ установлены (см.рис.6):

• направления генеральной флюидомиграции в пределах пластов;
• две крупные зоны регионального растяжения (скв.2946-116 и 7601-118);
• одна крупная зона регионального сжатия (скв. 2202-7834);
• три зоны пассивного сжатия;
• две субвертикальные зоны максимального флюидного воздействия;
• две параллельные (на северо-запад) субвертикальные зоны проницаемости и тре-щиноватости с развитием трещинного типа коллектора.

Главной целью наблюдения тектонических признаков является определение направления генеральной флюидомиграции как в конкретном штуфе, в конкретной скважине, так и пределах месторождения в целом. Основываясь на позиции единства и взаимообусловенности флюидотектонической региональной трещиноватости и миграции УВ-флюидов на площади месторождения, можно прогнозировать распространение улучшенных коллекторов трещинного типа, откартировать высокодебитные участки месторождений, выделить первоочередные объекты для разработки. Наблюдение «трещинной» анизотропии продуктивных пластов, генеральной флюидомиграции в пределах месторождений, т.е. предпочтительной фильтрации УВ-флюидов в продуктивных породах, дает возможность сэкономить на бурении эксплуатационных скважин с незначительными притоками, оптимизировать размещение сети добычных скважин, получить максимальный эффект при разработке месторождения. Направление «трещинной» флюидомиграции можно использовать для:

• ориентированного проведения гидроразрывов пласта;
• забуривания горизонтальных и наклонных скважин;
• проведения различных гидродинамических мероприятий и воздействия на пласты при эксплуатации месторождения.

ЛИТЕРАТУРА

1. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. – М.: Недра. – 1982. – 256 с.
2. Исаев Г.Д., Ненахов Ю.Я., Шалдыбин М.В. Возможность визуальной диагностики степени разуплотненности пород на больших глубинах (на примере палеозоя Западно-Сибирской плиты) // Инновационные методы и технологии нефтегазопоисковых работ и возможные пути их реализации в юго-восточных районах Западной Сибири. – Томск: «Информ Гео Сервиз». – 2000. – С. 93-100.
3. Меркулов В.П., Третьяков К.Г. Методика пространственного палеомагнитного ориентирования керна скважин // Геофизические методы при разведке недр и экологических исследованиях. Сборник материалов Всероссийского научно-технического совещания. – Томск. – 1996.
4. Меркулов В.П., Краснощекова Л.А., Александров Д.В., Мартынова Т.Е. Исследование анизотропии коллекторов нефтяных месторождений // Сборник тезисов докладов 9-й Международной научно-практической конференции. Геомодель. – 2007, Геленджик, 16-21 сент. 2007. – М.: ЕАГЕ. – 2007. – С. 55.