Борщев В.В. (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И.Шпильмана)

Черногорское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа, приблизительно в 60 км севернее г. Нижневартовск. В непосредственной близости от него находятся разрабатываемые Самотлорское нефтегазовое, Лоръ-Еганское и Малочерногорское нефтяные месторождения.

В продуктивном горизонте ЮВ₁ преобладают алевритовые песчаники и песчаные алевролиты, а также алевритовые глины. Песчаники характеризуются серой и светло-серой окраской, преимущественно мелкозернистыми, реже средне-мелкозернистыми разностями. Глинистые породы имеют серую и темно-серую окраску, пелитовую и алевролито-псаммито-пелитовую структуру и сложную текстуру: микрослоистую, спутанно-волокнистую, горизонтальную и др. В продуктивных горизонтах глинистые породы обычно обогащены примесью песчаных и алевритовых фракций (до 7-10%). Помимо них, в отложениях мегионской и васюганской свит иногда встречаются маломощные (сантиметровые, до первых десятков сантиметров) прослои известняков и глинистых сидеритов.

В продуктивном горизонте БВ₁₀ наиболее широко распространены алевритовые песчаники и песчано-алевритовые глины. Реже встречаются песчаный и глинистый алевролит и алевритовая глина.

Коллекторами для нефти горизонта БВ₁₀ служат мелко- и среднезернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты аркозового и грауваккового типов, имеющие полимиктовый состав, %: кварц 35-45, полевые шпаты — 40-60, обломки пород 10-15 (в отдельных образцах — 20-25), последние состоят в основном из кремнистых сланцев, кварцитов и эффузивов.

Плотность песчаников составляет в среднем 2.10 г/см³, изменяясь от 2.01-2.15 (аркозы) до 2.12-2.35 г/см³ (граувакки), плотность алевролитов — 2.28 г/см³, изменяясь от 2.06 до 2.40 г/см³. Зерна как изометричной, так и угловатой формы. Степень окатанности зерен средняя, в целом по горизонту БВ₁₀ уменьшается к подошве. Песчаные разности содержат до 10% фракции > 0.25 мм (в среднем 2.7%), фракции 0.25-0.1 мм содержится от 48 до 64% (в среднем 54%); фракции 0.1-0.01 мм — от 22 до 41% (средняя величина 35%), < 0.01 мм — до 17% (средняя величина 8%). Mедианный диаметр зерен песчаников составляет 0.16-0.21 мм (M_d^ср = 0.18 мм). Сортировка средняя, местами до плохой (S₀ = 1.6-3.9, в среднем 2.2).

В песчаных телах горизонта БВ₁₀ снизу вверх наблюдается измельчение обломочных зерен. Контакты между зернами в песчаниках, как правило, линейные и касательные. Главную роль для проницаемости в песчаниках играет хлоритизированный биотит. В шлифах видно, как края гидробиотитовых чешуек расщепляются и железистый хлорит проникает между обломочными зернами, формируя довольно равномерные толстые пленки практически по всей породе. В результате при сохранении достаточно высокой пористости, нередко превышающей 15%, резко сужается сечение поровых каналов, что приводит к уменьшению проницаемости. Крупнозернистые алевролиты содержат значительную долю мелкопесчаной фракции 0.25-0.1 мм (до 40%) и поэтому в ряде случаев могут служить коллекторами (как это наблюдается в горизонте БВ₁₀ Самотлорского месторождения). Содержание в них пелитовой фракции < 0.01 мм достигает 36%, что резко снижает емкостно-фильтрационные свойства алевролитов. Mедианный диаметр алевролитовых разностей изменяется от 0.07 до 0.18 мм. Отсортированность обломочного материала варьирует в широких пределах (S₀ = 2.6-4.0, в среднем 3.4).

Текстура пород горизонтальная, пологоволнистая, а также косослоистая. Слоистость наблюдается в основном за счет послойного изменения гранулярного состава, а также микрослойков глин и алевролитов.

Цемент составляет 7-15%, по типу пленочно-поровый, реже контактный, по составу — глинистый (гидрослюды, каолинит, хлорит) и глинисто-карбонатный. По описаниям шлифов отмечается примесь углисто-глинистого материала и гидроокислов железа.

В песчаниках пласта БВ₁₀ важное значение имеет изменение особенностей цементации. Выявлена эпигенетическая зональность преобразования цементирующего материала [1]: глиноземистые хлориты-железистые хлориты со сплошным порово-пленочным цементом –     карбонатизация. В зоне пленочного глиноземистого хлорита пористость песчаников составляет 21,3¸23,7%, проницаемость 27¸129 мД; для зоны прерывисто-пленочного железистого хлорита пористость и проницаемость пород равны, соответственно, 20,9¸21,7%, 10¸25 мД; при сплошном порово-пленочном железистом хлорите пористость пород 18¸20,2%, а проницаемость 6¸25 мД; в зоне карбонатизации эти величины, соответственно, равны 4,4¸8,8% и 0,09¸0,6 мД.

В пласте БВ₁₀ коллекторы относятся в основном к среднепроницаемым и соответствуют III, реже II и IV классам по классификации А.А. Ханина. Значительная заглинизированность и текстурные особенности терригенных пород обусловили их сравнительно низкую проницаемость при относительно высокой пористости. Открытая пористость изменяется от 17,9 до 24,2%, ее среднее значение — 21,6%.

Водоудерживающая способность коллекторов – от 25,7 до 75,6%, при среднем значении 39,1%. Проницаемость коллекторов пласта варьирует от 3 до 305 мД, при среднем значении 78 мД. По данным керна, немногим более 40% образцов имеют проницаемость до 50 мД, в том числе 13% — очень низкую проницаемость (менее 10 мД). Сравнительно хорошо проницаемые коллекторы находятся в диапазоне значений 100¸300 мД, на их долю приходится 32,5% образцов коллекторов.

Горизонт ЮВ_1. Коллекторами для нефти являются мелко- и среднезернистые песчаники полимиктового состава: кварц 40-50%, полевые шпаты 35-45%, обломки кремнистых сланцев, эффузивов, иногда кварцитов и гранитов — до 12-15%. Обломочная часть представлена угловатыми, нередко остроугольными, плохо окатанными зернами. Плотность песчаников колеблется от 2.18 до 2.44 г/см³ при среднем значении 2.21 г/см³.

По описаниям шлифов поры полые, с округлой и округло-вытянутой формой, с шероховатыми стенками, сообщающиеся между собой тонкими микроканальцами. Встречаются поры размером до 0,2 мм. Распределены они неравномерно в породе, чередуясь с агрегированными зернами. Имеющиеся данные указывают на сложную структуру порового пространства и на возможное наличие наряду с межзерновой также и микротрещинной пористости.

В песчаниках горизонта ЮВ₁ главную роль играет каолинитизация. Каолинит присутствует во всех без исключения песчаниках, его количество варьирует от первых процентов до 15%. Каолинит хорошо раскристаллизован, крупно агрегатен, выполняет как отдельные поры, так и группы пор. Весьма типичен так называемый червеобразный каолинит, который распространен на тех участках пород, где наблюдается интенсивное замещение им обломочных зерен. Еще шире распространен каолинит пассивного заполнения пустот. Помимо каолинитовых выделений с формой, близкой к изометричной, более типичны его агрегаты, ориентированные вдоль микротрещин.

Важнейший процесс в песчаниках  пласта ЮВ₁ – регенерация кварца, которая охватывает все зерно в целом. Степень регенерации меняется в широких пределах. Наблюдается растворение кварцевых зерен. Часто зерна с регенерацией и растворением чередуются. Редко наблюдаемый в шлифах процесс – образование пор выщелачивания. В основном выщелачиванию подвергаются зерна кварца или кремнистых пород.

Эпигенетические изменения в интервалах горизонта ЮВ₁ с большой проницаемостью песчаников выстраиваются в ряд [1]: образование пустот выщелачивания за счет выноса кремнезема (пористость таких пород составляет 17,2¸22,5%, при средней – 19,6%; проницаемость 1,6¸914 мД, при средней – 276 мД) – развитие каолинита замещения с червеобразной структурой (пористость равна 14,7¸21,8%, при средней – 16,3%; проницаемость 7,2¸172 мД, при средней – 38 мД) – заполнение каолинитом пустых пор с незначительным замещением (пористость составляет 8,9¸17,8%, при средней – 15,0%; проницаемость 0,7¸19 мД, при средней – 6,4 мД) – регенерация кварца (пористость – 14,2¸21,8%, при средней 19,2%; проницаемость – 1,5¸520 мД, при средней –162 мД) – карбонатизация, обычно обособленная на относительно небольших участках (пористость – 1,8¸5,6%, при средней 3,5%; проницаемость – 0,06¸0,2 мД, при средней –0,1 мД).

Цемент песчаников от порово-пленочного до конформно-регенерационного. По составу карбонатно-глинистый. Карбонатные минералы представлены мелко- и среднекристаллическим кальцитом. Присутствует незначительная примесь сидерита, развивающегося по гидрослюдистым минералам. Глинистая составляющая представлена каолинитом и гидрослюдой. Хлорита практически нет, встречается на поверхности единичных зерен в виде тонкой прерывистой пленки.

Породы содержат довольно много пирита, часто 2¸3% и более, с разнообразием его форм. Это мелкие круглые и звездчатые стяжения, пятнистые агрегаты, россыпи из отдельных кристаллов. Частое явление – пленочный пирит, который ассоциирует с битумами и глинисто-титанистыми пленками. Остатки окисленного битумного вещества не только адсорбированы глинистыми минералами, но и встречаются в мелких защемленных порах по периферии пор, выполненных каолинитом, и особенно часто кальцитом, проникают по плоскостям спайности и совсем редко наблюдаются на поверхности единичных обломков.

Особенности минерального гранулометрического состава, а также процессы эпигенетического преобразования горных пород-коллекторов пластов БВ₁₀ и ЮВ₁ обусловливают большой разброс точек при сопоставлении коэффициентов пористости с коэффициентами газопроницаемости (рис.1).

Рис.1. Сопоставление коэффициентов открытой пористости  и газопроницаемости при разных коэффициентах эффективной пористости: а) пласт БВ₁₀; б) пласт ЮВ_1.

 Исследования, проведенные в работе [1], показали, что для коэффициентов пористости и проницаемости на границе перехода горной породы из класса неколлекторов в класс коллекторов наблюдается спектр пар граничных значений К_{п гр} и К_{пр гр} , взаимосвязь между такими величинами обратная (см.рис.1).

Комплексирование наиболее широко используемых в практике методов ГИС с разной петрофизической основой – нейтронного и метода потенциалов собственной поляризации позволяет однозначно выделять коллекторы и определять их фильтрационно-емкостные свойства (рис.3). Линия на рис.2 и 3 разграничивает области точек коллекторов и неколлекторов и указывает на спектр граничных значений геофизических параметров.

 

Рис.2. Обоснование граничных значений параметров W и ΔUnc для выделения коллекторов Черногорского месторождения по качественным признакам

 

Рис.3. Кросс-плот для определения коэффициента пористости горных пород пласта БВ₁₀. Сопоставление зависимости Kn=f (ΔUnc,w) при различных величинах w. Точки – данные керн-ГИС. Линии – аппроксимирующие кривые

С использованием зависимости К_п= f(DU_сп, W) определены коэффициенты пористости пород пластов БВ₁₀, ЮВ_1.

Пластовые сопоставления определений коэффициентов пористости с данными керна приведены на рис. 4. Из него следует, что коэффициент пористости может быть установлен по комплексу данных методов ПС и НК с погрешностью ±2 – 2.5%,.

Рис.4. Сопоставление коэффициентов пористости, определенных по комплексу НК+ПС, с коэффициентами пористости по керну Черногорского месторождения

Представляет интерес сопоставление эффективных толщин, определяемых по традиционной методике с использованием одного метода потенциалов собственной поляризации, с эффективными толщинами, определенными по методике с комплексированием двух методов (потенциала собственной поляризации и нейтронного).

В скв.50962 пласт ЮВ₁¹ эффективная толщина h_эф.1, определяемая по разработанной методике, меньше, чем эффективная толщина h_эф.2, определенная по критерию a_пс>a_сп.гр. Показания нейтронного метода в интервалах 2647.5-2649.4 м, 2652.6-2653.4 м, 2655.4-2658 м повышены (снижено водородосодержание), и эти интервалы необходимо интерпретировать как неколлекторы (рис. 5).

Рис.5. Геолого-геофизическая характеристика пласта ЮВ₁₁ Черногорского месторождения

Скв.50972 пласт БВ₁₀ h_эф.1 > h_эф.2 в интервале 2528-2561.4 м представлена чередующимися коллекторами и неколлекторами довольно низкой по амплитуде потенциалов собственной поляризации, что при использовании традиционной методики приводит к занижению h_эф (рис.6).

Рис.6. Геолого-геофизическая характеристика пласта БВ₁₀ Черногорского месторождения

В скв.504, в разрезе пласта ЮВ₁, характеризующегося чередованием хорошо выдержанных проницаемых и непроницаемых пропластков, эффективные толщины совпадают (рис.7).

Рис.7. Геолого-геофизическая характеристика пласта ЮВ₁ Черногорского месторождения

На рис. 8 представлено сопоставление эффективных нефтенасыщенных толщин, определенных при подсчете запасов 2000 г. с использованием разработанной методики, с эффективными нефтенасыщенными толщинами, определенными при подсчете запасов 1997 г.

Рис.8. Сопоставление эффективных нефтенасыщенных толщин, определенных по подсчету запасов 1997 года (hэф.н.2) и предлагаемым методикам (hэф.н.1): а) для пласта БВ₁₀⁰; б) для пласта ЮВ₁₁

Из рисунков следует, что из пласта БВ₁₀ эффективные нефтенасыщенные толщины h_эф.н.1, определенные с использованием предложенной методики, примерно на 20% выше по сравнению со значениями эффективных толщин h_эф.н.2, в подсчете запасов 1997 г. (рис.8а); для пласта ЮВ₁hэф.н. в среднем практически не отличаются (рис.8б).

Анализ геолого-геофизического материала по скважинам показал, что для пласта БВ₁₀ h_эф.н.1 > h_эф.н.2 преобладает. В связи с этим среднее эффективное нефтенасыщение толщин повышается на 15-20%.

Для коллекторов пласта ЮВ₁ число случаев, когда h_эф.н.1 > h_эф.н.2 и h_эф.н.1 < h_эф.н.2, примерно одинаково. В связи с этим средние эффективные нефтенасыщенные толщины, определенные по двум методикам, примерно одинаковы.

В коллекторах пласта БВ₁₀, особенно по восточной залежи месторождения, пористость возросла на 9-14% относ. и составила в среднем 22.5 % абс., это обусловлено повышенными значениями коэффициентов пористости для коллекторов с относительно низкой амплитудой потенциала собственной поляризации и высокими значениями водородосодержания.

Среднее значение коэффициентов пористости коллекторов пласта ЮВ₁ изменилось незначительно, хотя определения коэффициентов пористости в конкретных пластопересечениях выполнены более достоверно.

Литература

1. Борщев В.В., Ефимов В.А., Романов Е.А., Тимошенкова Н.В., Соколов А.В., Мальшаков А.В. Особенности комплексной обработки литолого-петрографических и промыслово-геофизических данных для определения подсчетных параметров Черногорского месторождения.// Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. — Ханты-Мансийск.-2001. — С. 390-398.