WWW.BOOK.LIB-I.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Электронные ресурсы
 

Pages:   || 2 | 3 | 4 |

«НЕФТЬ. Нефть и газ NEFT’. Нефть и газ Содержание Content Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа Geology, prospecting and ...»

-- [ Страница 1 ] --

НЕФТЬ

.

Нефть и газ

NEFT’

.

Нефть и газ

Содержание

Content

Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа

Geology, prospecting and exploration of oil and gas fields

Абдрашитова Р. Н., Акжанов Р. С., Куликов Ю. А.

Abdrashitova R. N., Akzhanov R. S., Kulikov Yu. A.

Формирование подземных вод в условиях элизионной литостатической

водонапорной системы Западно-Сибирского мегабассейна 6

Formation of ground waters in the conditions of the elision lithostatic water – drive system in the West Siberia megabasin Бембель Р. М., Щетинин И. А.

Bembel R. M., Schetinin I. A.

Повышение эффективности разработки месторождений при применении высокоразрешающей объемной сейсморазведки и геологического сопровождения бурения скважин в условиях структурной неопределенности трехмерной геологической модели 11 Improving the efficiency of field development in applying high-resolution volumetric seismic and geological support drilling in the structural uncertainty three-dimensional geological model Бешенцев В. А., Семенова Т. В.

Beshentsev V. A., Semеnova T. V.

Техногенное воздействие на подземные воды Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона и оценка степени их защищенности 20 Technogenic impact on Yamal-Nenets oil and gas producing region ground waters and assessment of their protection degree Катков Р. А., Кислухин В. И.

Katkov R. A., Kislukhin V. I.

Геологическое строение и нефтеносность бобриковского горизонта Шивелевной зоны нефтенакопления Оренбургской области 24 Geological structure and oil content of the Bobrikovsky horizon of oil accumulation zone Shivelevnaya in Orenburg region Никитин И. А., Белкина В. А.

Nikitin I. A., Belkina V. A.

Влияние параметров вариограммы на точность построения трехмерных геологических моделей 27 Influence of variogram parameters on the accuracy of creation of three-dimensional geological models Паршуков А. В., Могутова Е. А., Нежданов А. А.

Parshukov A. V., Mogutova E. A., Nezhdanov A. A.

Восстановление условий формирования ачимовских отложений Уренгойского месторождения по литолого-минералогическим и гранулометрическим характеристикам 32 Reconstruction of the achimov deposits of the Urengoy field with litho-mineralogical and grain-size characteristics reconstruction of the urengoy field deposits formation based on the lithology-mineralogy and particle-size analysis characteristics Поднебесных А. В., Марьянович Ю. В., Кузнецов С. В., Овчинников В. П.

Podnebesnykh A. V., Maryanovich Yu. V., Kuznetsov S. V., Ovchinnikov V. P.

Оценка ресурсов газогидратов на Восточно-Мессояхском месторождении 40 Assessment of gas hydrate resources in the East-Messoyakha field

–  –  –

Мохаммед Джавад Зейн Аль-Абидин, Фаик Саад, Карнаухов М. Л., Мирбобоев Ш. Ж.

Zein Al-Abidin Mokhamed Javad., Faiq Saad, Karnaukhov V. L., Mirboboev Sh. J.

Интерпретация диаграмм поведения давления с применением эталонных кривых Реми и других методов в нефтяных скважинах 45 Interpretation of pressure behavior diagrams using Remi’s standard curves and other methods in oil wells

–  –  –

Колесов В. И., Хмара Г. А., Портнягин А. Л.

Kolesov V. I., Khmara G. A., Portnyaguin A. L.

Моделирование энергоэффективности бурения нефтяных и газовых скважин 56 Modeling of power-efficiency of oil and gas wells drilling Кустышев А. В., Кустышев Д. А., Кустышев И. А., Ваганов Ю. В.





Kustуshev A. V., Kustуshev D. A., Kustуshev I. A., Vaganov Yu. V.

Извлечение прихваченной гибкой трубы из скважины с помощью режущих и ловильных инструментов, спускаемых в скважину на гибкой трубе 64 Retrieving a stuck flexible pipe from a well using cutting and fishing tools run into the hole on the flexible pipe Лысов А. О., Голофаст С. Л., Красовский А. В.

Lysov A. O., Golofast S. L., Krasovskiу A. V.

Анализ факторов, влияющих на точность прогнозирования технологических показателей разработки сеноманских залежей Западной Сибири 68 Analysis of factors influencing upon the precision of prediction of technological parameters of the West Siberia Cenomanian deposits development Маннанов И. И., Гарипова Л. И.

Mannanov I. I., Garipova L. I.

Оптимизация выполнения кислотного гидроразрыва на объектах ОАО «Татнефть» 72 Optimization of the formation acid fracturing at the facilities of OJSC «Tatneft»

Паникаровский В. В., Паникаровский Е. В., Сохошко С. К.

Panikarovski V. V., Panikarovski E. V., Sohoshko S. K.

Применение гидравлического разрыва пласта для повышения нефтеотдачи 76 Use of formation hydraulic fracturing for oil recovery enhancement

–  –  –

Юсифов Т. Ю., Паняк С. Г., Аскеров А. А., Варварук Ю. М., Юсифова М. Ю.

Yusifov T. Yu., Panyak S. G., Askerov A. A., Varvaruk Yu. M., Yusifova M. Yu.

Повышение нефтеотдачи заводненных пластов при гидроразрыве 84 Improvement of oil recovery of the flooded layers at formation hydraulic fracturing Якимов С. Ю.

Yakimov S. Yu.

Учет совместного влияния эффекта смыкания трещин и выделения газа при обработке индикаторных диаграмм нефтяных скважин 87 Vertical wells indicator diagrams interpretation with taking into account the combined effect of fractures closure and gas liberation

–  –  –

Нефть и газ Вершинина С. В., Бранд А. Э., Мостовая Н. А.

Vershinina S. V., Brand A. E., Mostovaya N. A.

Применение гидродинамической кавитационной обработки высоковязких нефтей с целью повышения эффективности транспортировки 97 Application of hydrodynamic cavitation treatment of high-viscosity oils for the purpose of increase of efficiency of transportation Хафизов И. Ф., Халикова О. Д., Килинбаева А. С., Каримов Р. Р.

Hafizov I. F., Khalikova O. D., Kilinbaeva A. S., Karimov R. R.

Исследование влияния кавитационно-вихревых воздействий на степень защиты ингибиторов коррозии 102 Study of cavitation-vortex impacts on corrosion inhibitors protection efficiency Машины, оборудование и обустройство промыслов Machinery, equipment and field construction Барышников А. П., Кащенко Д. А., Карпов И. Г., Бишоков Р. В.

Baryshnikov A. P., Kaschenko D. A., Karpov I. G., Bishokov R. V.

Разработка низколегированных проволок сплошного сечения и эффективных технологий сварки высокопрочных сталей для эксплуатации в условиях Крайнего Севера 106 Development of low-alloy solid section wires and effective welding practices of high-resistance steels for operations in the Extreme North conditions Ковенский И. М., Малыш С. В.

Kovenski I. M., Malysh S. V.

Восстановление деталей из стали ЭИ961-Ш электролитическим хромированием 112 Restoration of parts made of steel EI961-SH by electrolytic chrome plating Никифорова С. М., Филиппов М. А., Плотников Г. Н., Жилин А. С., Беликов С. В.

Nikiforova S. M., Filippov M. A., Рlotnikov G. N., Zhilin A. S., Belikov S. V.

Термообработка износостойких сталей для насосов буровых установок 116 Heat treatment of wear resistant steels for drilling rig pumps Парфёнов В. Д., Толмачева Е. К.

Parfyonov V. D., Tolmacheva E. K.

Износоразрушение покрытия инструмента в процессе резания 121 Wear-induced damage of the tool coating in the process of cutting Перевощиков С. И.

Perevoschikov S. I.

Параметрическая диагностика газотурбинных двигателей в условиях ограниченности исходной информации 124 Parametric diagnostics of gas turbine engines in the conditions of initial data limitation

–  –  –

Шарафутдинов А. А., Хафизов И. Ф., Кудрявцев А. А., Зубов В. С.

Sharafutdinov A. A., Hafizov I. F., Kudryavtsev A. A., Zubov V. S.

Подготовка личного состава пожарной охраны с помощью ситуационных тренингов 131 Training of fire protection personnel using situational practices

–  –  –

УДК 556.3

ФОРМИРОВАНИЕ ПОДЗЕМНЫХ ВОД В УСЛОВИЯХ ЭЛИЗИОННОЙ

ЛИТОСТАТИЧЕСКОЙ ВОДОНАПОРНОЙ СИСТЕМЫ

ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО МЕГАБАССЕЙНА

FORMATION OF GROUND WATERS IN THE CONDITIONS OF THE ELISION

LITHOSTATIC WATER–DRIVE SYSTEM IN THE WEST SIBERIA MEGABASIN

Р. Н. Абдрашитова, Р. С. Акжанов, Ю. А. Куликов R. N. Abdrashitova, R. S. Akzhanov, Yu. A. Kulikov Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики имени А. А. Трофимука СО РАН, г. Тюмень Ключевые слова: водонапорная система; элизионные воды; Западно-Сибирский мегабассейн;

глубинные флюиды; геофлюидальная модель Key words: water pressure system; elision waters; West Siberia megabasin; subsurface fluids; geofluid model Теоретические положения нефтегазовой гидрогеологии, получившие развитие в работах А. А. Карцева, С. Б. Вагина, В. М. Матусевича [1] и других исследователей, имеют важное практическое значение: формирование подземных вод глубоких нефтегазоносных горизонтов неразрывно связано с формированием залежей углеводородов.

Процесс формирования подземных вод во многом определяется принадлежностью территории к определенной водонапорной системе (ВНС).

Природные элизионные ВНС связаны с движением подземных вод «изнутри наружу» (эксфильтрация). Для элизионной литостатической ВНС характерно создание напора при отжатии элизионных вод из глинистых отложений в пласты-коллекторы. При дальнейшем накоплении осадков и возрастании толщи осадочного чехла напор создается уже при уплотнении песчаных коллекторов.

Наиболее активно элизионная литостатическая система развивается на элизионных этапах гидрогеологических циклов [1, 2]. Основной формой энергии при этом является потенциальная энергия упругой деформации жидкости. Изучение процессов формирования, развития и функционирования элизионных литостатических ВНС в пределах нефтегазоносных терригенных бассейнов имеет важное значение при локальных и региональных прогнозах зон нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Согласно классическим представлениям об элизионном водообмене [1], при выжимании водных растворов из глин происходит главное обогащение седиментационных вод нефтеобразующими органическими веществами (протонефтью) и компонентами нефти. Зоны активного протекания этого процесса в прошлых геологических эпохах исследователи связывают с современными пьезомаксимумами гидрогеодинамического поля.

М. С. Бурштар (1973 г.) отмечает, что пластовые давления, значительно превышающие гидростатические, формируются в результате выделения из глин свободной и связанной воды. Связанная вода имеет повышенную плотность 1,4 г/см3, что обусловлено ориентированным и уплотненным расположением дипольных молекул воды на поверхности глинистых частиц. Поэтому при десорбции из глин эта вода должна увеличиваться в объеме на 40 %, что кроме повышения пластового давления может привести к естественному гидроразрыву.

Считается [1], что элизионные воды при выжимании могут растворить все способные растворяться органические соединения: органические кислоты, образующие мыла, углеводороды и т. п. Далее отжатые воды направляются к участкам с наименьшими гидростатическими давлениями (пьезоминимумы), где и происходит формирование нефтяных залежей, выделение из водного раствора углеводородов и других органичеНефть и газ ских соединений. Исследования последних лет детализировали роль поровых вод в совместной эмиграции органических и минеральных компонентов из глинистых отложений в грубозернистые породы [3]. Результаты экспериментов, имитирующие погружение осадков в зону более высоких давлений и температур, показали, что в глинистых породах после отжатия из них поровых вод содержание большинства микроэлементов заметно снижается (по сравнению с исходными концентрациями).

Особый интерес с описанных позиций представляет Приуральский (Западный) мегаблок Западно-Сибирского мегабассейна (ЗСМБ), который и был выделен как элизионная литостатическая система в 1986 г. В. М. Матусевичем и О. В. Бакуевым [2].

К западному мегаблоку ЗСМБ приурочены крупнейшие месторождения углеводородов Приуральской, Красноленинской и Фроловской нефтегазоносных областей.

В пределах мегаблока, как и всего ЗСМБ, выделено три самостоятельных сложных наложенных друг на друга гидрогеологических бассейна: палеозойский, мезозойский и кайнозойский [2]. Указанные бассейны включают семь этажно залегающих гидрогеологических комплексов: олигоцен-четвертичных, дат-туронских, апт-альбсеноманских, неокомских, верхнеюрских, нижнесреднеюрских и триас-палеозойских отложений.

Формирование элизионной ВНС в пределах Западного мегаблока происходило в условиях накопления существенно глинистых осадков (фроловская и абалакская свиты) фроловского барьера (глин мощностью 650–700 м). Фроловский барьер послужил основным источником элизионных вод. Формирование барьера связано со слиянием субглинистых частей циклитов [2], происходившим в процессе некомпенсированного осадконакопления.

Особенностью геологического строения Западного мегаблока является также наличие многочисленных разломов в фундаменте, концентрация которых увеличивается по мере приближения к ограничивающим мегаблок Восточно-Уральскому краевому шву и Омско-Гыданской структурной зоне [3, 4, 5].

Разломы фундамента проецируются в осадочный чехол в виде разрывных нарушений, которые тесно связаны с динамически напряженными зонами литосферы, своего рода разрывными нарушениями — продолжениями разломов фундамента в осадочный чехол [5]. Таким образом, гидрогеологическая структура за счет неотектонических подвижек представлена уже не выдержанными по латерали водоносными горизонтами и гидрогеологическими комплексами, а разобщенными блоками. И преобладающим направлением движения является вертикальное.

Для понимания процесса формирования подземных вод в условиях элизионной литостатической системы мы построили схематическую геофлюидальную модель формирования подземных вод нижнесреднеюрского гидрогеологического комплекса на примере Красноленинского нефтегазоносного района (гидрогеологические комплексы мезозойского бассейна) западного мегаблока. Основанием нашего построения послужили представления о матрично-флюидальной (блоковой) структуре порового пространства и гидрогеологического поля исследуемого мегаблока. При этом матричную структуру имеют все составляющие гидрогеологического поля: гидрогеохимическая, гидрогеотемпературная, гидрогеодинамическая. Границами между блоками являются разрывные нарушения и связующие их краевые динамически напряженные зоны [2, 5].

Применительно к району исследований и с учетом особенностей геологического строения принципиальная геофлюидальная модель формирования подземных вод нижнесреднеюрского комплекса представляется нам в следующем виде (рис. 1). В юрские коллекторы из глин неокомского возраста под действием возрастающей геостатической нагрузки было отжато огромное количество воды. Элизионные воды оказали влияние на фоновое гидрогеохимическое поле, разбавив первоначально захороненные седиментационные воды.

Элизионные воды (по данным Ф. Н. Зосимова [6]) отличаются от пластовых вод пониженной минерализацией, высокими концентрациями ионов водорода и гидроксидионов, низкими значениями рН, Eh, высокими значениями констант диссоциации и разложения, то есть в целом уменьшением термодинамической устойчивости воды.

При соприкосновении этой пресной воды с твердой поверхностью минералов нарушается ионное равновесие, минералы начинают отдавать ионы в пресную воду.

На фоне снижения общей минерализации и концентраций ионов натрия и хлора растет содержание гидрокарбонатов, сульфатов, кальция и магния. Результаты этого процесса мы наблюдаем в юрском гидрогеологическом комплексе изучаемого района.

Нефть и газ Рис. 1. Схематическая геофлюидальная модель формирования подземных вод нижнесреднеюрского гидрогеологического комплекса Красноленинского нефтегазоносного района Западного мегаблока Западно-Сибирского мегабассейна Далее приведены некоторые примеры. Широкое развитие в пределах района исследований получил гидрокарбонатно-натриевый тип вод по В. А. Сулину со средней минерализацией до 10 г/л, при этом величина минерализации колеблется в пределах от 2–3 до 14–16 г/л. Отмечается высокая концентрация гидрокарбонат-ионов до 3 800–4 300 мг/л (60–70 мг-экв/л). Пределы изменений процентных содержаний макрокомпонентов следующие: Cl 70–75, HCO3 25–30, Na+K 92–97, Ca 1–6, Mg 1–3 %-экв.

Значения генетического натрий-хлорного коэффициента колеблются в пределах от 0,1 до 3,6 (составляя в среднем 1,4). rNa/rCl коэффициент показывает (по В. А. Сулину) степень метаморфизации вод. Н. Ф. Чистяковой и М. Я. Рудкевичем [7] на основе результатов большого количества анализов (879) подземных вод глубоких нефтегазоносных горизонтов Западно-Сибирского мегабассейна сделан вывод о том, что гидрокарбонатно-натриевый тип вод (по В. А. Сулину) с натрий-хлорным коэффициентом более 1 свидетельствует об элизионном генезисе вод. В нижнесреднеюрском гидрогеологическом комплексе изучаемого района с глубиной наблюдается его уменьшение, и в более 86 % проб нижнесреднеюрского гидрогеологического комплекса натрийхлорный коэффициент превышает 1.

Но столь низкие минерализации подземных вод не могут быть объяснены только лишь разбавлением пластовых вод элизионными. Вероятно, на состав подземных вод большое влияние оказало поступление глубинных флюидов. Их состав практически не изучен, но мы предполагаем, что в районе исследований это могут быть высокоагрессивные ультрапресные углекислые растворы.

В результате совместного рассмотрения карт минерализации, температур кровли и разломов фундамента [8] мы пришли к выводу, что наименьшие значения минерализации и повышенное содержание углекислого газа в водах часто встречаются в пробах с участков, приуроченных к крупным разломам с повышенными температурами и сопряженными с этими разломами динамически напряженными зонами.

Интересно в этом плане также соотношение концентраций бора и брома. Согласно последним исследованиям Т. А. Киреевой и В. А. Всеволожского (2009, 2010, 2014), Нефть и газ значения бор-бромного коэффициента, близкие к 1 или превышающие 1, могут быть связаны с внедрением глубинных флюидов, имеющих высокую температуру. В подземных водах нижнесреднеюрского гидрогеологического комплекса исследуемого района среднее значение B/Br-коэффициента составляет 0,57 (максимальное — 4,75).

При этом источником бора не являются глины юрского комплекса, где его концентрация колеблется от 0,006 до 0,016 % (А. Г. Мухер, 1981). Повышенное значение B/Br-коэффициента в подземных водах можно объяснить внедрением глубинных флюидов с повышенной температурой [9]. B/Br-коэффициент растет с уменьшением минерализации раствора (рис. 2).

1,4

–  –  –

О развитии процессов вертикальной миграции флюидов в глубоких нефтегазоносных горизонтах западного мегаблока свидетельствуют палинологические данные.

Нефти юрского комплекса содержат палеонтологические остатки вмещающих пород или подстилающих палеозойских, иногда триасовых. На Ем-Еговском месторождении, расположенном в пределах западного мегаблока, встречена микрофлора древне- и раннепалеозойского возраста (в составе микрофлоры выделены 39 % меловых и около 50 % более древних миграционных форм) [10].

На рис. 3 показаны разрывные нарушения с возможными путями вертикальной миграции флюидов для Талинского месторождения Красноленинского района, которые, на наш взгляд, и следует называть динамически напряженными зонами [4, 5, 8]. Они могут являться как каналами фильтрации, так и гидродинамическими экранами в случае аутигенного минералообразования при взаимодействии глубинных флюидов и пород осадочного чехла. В работе А. Д. Коробова, Л. А. Коробовой, А. Т. Колотухина, В. М. Мухина, Л. В. Елисеевой выделяется понятие «гидротермальный метасоматизм».

Согласно их исследованиям, гидротермальные процессы в пределах Западной Сибири и Красноленинского свода развиты повсеместно и проявляются в эпигенетическом преобразовании пород. На Красноленинском своде в юрских отложениях такие изменения привели к полной замене терригенной ассоциации минералов на гидротермальную. Она осуществлялась последовательно и носила зональный характер (в порядке нарастания кислотности): альбит + хлорит + карбонаты альбит + каолинит + диккит + кварц каолинит + диккит + кварц диккит + кварц + опал кварц ± опал.

Причем переход от свежих полимиктовых песчаников и гравелитов до зон их максимальной гидротермальной переработки, по данным В. И. Белкина и А. К. Бачурина (1990 г.), колеблется в интервале от десятков сантиметров до первых метров.

При поступлении глубинных флюидов, неравновесных к пластовым водам, по динамически напряженным зонам происходит смена термодинамических условий, что может привести к сокращению порового пространства и кольматации за счет новоминералообразования. В. И. Дюнин подчеркивает [11], что процессы новоминералообразования наиболее активно протекают на геохимических барьерах, совпадающих в плане и разрезе с литолого-фациальными границами, а также с зонами, в которых наиболее интенсивно происходит снижение пластовых давлений и температуры. Это связано с тем, что снижение давлений и температур уменьшает растворимость многих компонентов подземных вод.

–  –  –

В итоге система становится неравновесной, и создаются условия для выпадения из раствора твердой фазы. В случае если внедрение гидротермальных растворов происходит при весьма больших давлениях, значительно превышающих давление в пласте, то этот процесс также сопровождается гидроразрывами [10]. Исследования керна подтверждают присутствие трещин гидроразрыва в поровых и гранулярных коллекторах юрских отложений. Трещины, сформированные в результате естественного гидроразрыва, во многом определяют общую направленность потоков.

Значима роль и глубинных флюидов в процессах нефтегазообразования: имея высокую температуру, они могут активизировать процессы образования микронефти.

Кроме этого, газоводяная смесь, поднимаясь вверх по разрезу (вкрест простирания осадочных отложений), захватывает с собой образовавшуюся на этот момент микронефть и органическое вещество [10]. При этом масштабы данного процесса зависят от энергии поступающего глубинного флюида и в некоторых случаях могут охватывать мощные толщи осадочных отложений [11]. Внедрение глубинных флюидов сказывается и на гидрогеодинамическом поле, трансформируя участки пьезоминимумов и пьезомаксимумов, медленно формировавшихся при накоплении осадков. В результате этого, в районе исследований образовались линейно-вытянутые гетерогенные гидрогеодинамические поля — чередование сверхгидростатических давлений (+4,0–5,0 МПа) с участками давлений ниже гидростатических (дефицит давлений 6,0–9,0 МПа).

Ярким подтверждением вышеописанного являются тепловое и геотемпературные поля. В пределах Красноленинского района баженовская свита характеризуется аномально высокими значениями температур, которые могут достигать и превышать 130 0С. Вариации температуры достигают десятков градусов в плане на сравнительно небольшой территории. Анализ распределения глубинного теплового потока показал, что тепловое поле также контрастно, как и гидрогеодинамическое.

На основании вышеизложенного мы считаем, что водонапорную систему в пределах Западного мегаблока правильнее назвать элизионной литостатической с элементами геодинамической в низах осадочного чехла. Процесс формирования подземных вод следует рассматривать как двуединую модель, связанную с пликативной тектоникой, сопровождающейся прогрессивным осадочным литогенезом и тектоническими факторами на более поздних этапах развития бассейна.

Многие исследователи отмечают, что методология изучения гидрогеологических условий глубоких нефтегазоносных горизонтов разработана слабо, хотя имеет значительные перспективы в вопросах прогноза зон нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Представленная геофлюидальная модель формирования подземных вод в условиях элизионной литостатической системы может быть полезна для понимания процесса формирования подземных вод нефтегазоносных горизонтов и разработки нефтепоисковых гидрогеологических критериев.

Нефть и газ Вышеописанная модель может быть учтена при непосредственной разработке месторождений, а также при решении различных прикладных задач нефтегазопромысловой геологии.

Список литературы

1. Карцев А. А., Вагин С. Б., Матусевич В. М. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов. – М.: Недра, 1986.

2. Матусевич В. М., Рыльков А. В., Ушатинский И. Н. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. – 225 с.

3. Абрамова О. П., Абукова Л. А., Юсупова И. Ф. Геохимия поровых растворов в осадочных нефтегазоносных процессах // Фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии. – М: ГЕОС, 2010. – С. 7-8.

4. Матусевич В. М., Абдрашитова Р. Н., Яковлева Т. Ю. Крупнейшие геодинамические водонапорные системы Западно-Сибирского мегабассейна // Фундаментальные исследования. – 2014. – № 8 (часть 6). – C. 1400-1407.

5. Радченко А. В., Мартынов О. С., Матусевич В. М. Динамически напряженные зоны литосферы – активные каналы энерго-массопереноса. – Тюмень: Тюменский дом печати, 2009. – 240 с.

6. Зосимов Ф. Н. Диффузионный слой и минерализация пластовых вод. – Тюмень: СофтДизайн, 1995. – 192 с.

7. Рудкевич М. Я, Озеранская Л. С., Чистякова Н. Ф. и др. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. – М.: Недра, 1988. – 303 с.

8. Абдрашитова Р. Н. Влияние разломно-блокового строения фундамента на гидрогеохимическое поле Красноленинского свода // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2011. – № 4. – С. 15-19.

9. Всеволожский В. А., Киреева Т. А. К проблеме формирования инверсий гидрогеохимической зональности // Вестник Московского университета. – 2009. – № 5. – С. 19-25.

10. Дюнин В. И. Гидродинамика глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов. – М.: Научный мир, 2000.

11. Запивалов Н. П. Нефтегазовая геофлюидодинамика // Нефтегазовая гидрогеология на современном этапе. – М: ГЕОС, 2007. – С. 46-62.

12. Коробов А. Д., Коробова Л. А., Колотухин А. Т., Мухин В. М., Елисеева Л. В. Гидротермальный литогенез и его роль в формировании рифтогенно-осадочного нефтегазоносного комплекса платформ // Известия Саратовского университета. – 2012. – Т. 12. – Сер. Науки о Земле. – Вып. 1. – С. 47-56.

Сведения об авторах Information about the authors Абдрашитова Римма Наильевна, к. г.-м. н, доцент Abdrashitova R. N., Candidate of Science in Geology кафедры «Геология месторождений нефти и газа», and Mineralogy, associate professor of the chair «Geology of Тюменский государственный нефтегазовый универси- oil and gas fields», Tyumen State Oil and Gas University, тет, г. Тюмень, тел. 89224728639, e-mail: ritte@list.ru phone 89224728639, e-mail: ritte@list.ru Акжанов Ренат Саутбаевич, аспирант, Тюмен- Akzhanov R. S., postgraduate of Tyumen State Oil and ский государственный нефтегазовый университет, Gas University, engineer-hydrogeologist, West Siberia инженер-гидрогеолог Западно-Сибирского филиала Branch of the Institute of Petroleum Geology and Geophysics

Института нефтегазовой геологии и геофизики имени named after Trofimuk, RAS SB, phone: 89829875453, e-mail:

А. А. Трофимука СО РАН, г. Тюмень, тел. 89829875453, bars-ak91@rambler.ru e-mail: bars-ak91@rambler.ru Куликов Юрий Анатольевич, младший научный Kulikov Yu. A., junior researcher of West Siberia сотрудник Западно-Сибирского филиала Института Branch of the Institute of Petroleum Geology and Geophysics нефтегазовой геологии и геофизики имени А. А.

Трофи- named after Trofimuk, RAS SB, phone: 89224892496, e-mail:

мука СО РАН, г. Тюмень, тел. 89224892496, e-mail: kulikov.y.a@gmail.com kulikov.y.a@gmail.com __________________________________________________________________________

УДК 553, 982-047.58(571.121)

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ПРИ ПРИМЕНЕНИИ ВЫСОКОРАЗРЕШАЮЩЕЙ ОБЪЕМНОЙ

СЕЙСМОРАЗВЕДКИ И ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СОПРОВОЖДЕНИЯ БУРЕНИЯ

СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ СТРУКТУРНОЙ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ

ТРЕХМЕРНОЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

IMPROVING THE EFFICIENCY OF FIELD DEVELOPMENT IN APPLYING

HIGH-RESOLUTION VOLUMETRIC SEISMIC AND GEOLOGICAL SUPPORT DRILLING

IN THE STRUCTURAL UNCERTAINTY THREE-DIMENSIONAL GEOLOGICAL MODEL

Р. М. Бембель, И. А. Щетинин R. M. Bembel, I. A. Schetinin Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: геонавигация; структурная неопределенность; геологическая модель;

субвертикальные зоны деструкции; геосолитоны Key words: geosteering; structural uncertainty; geological model; subverti-cal destruction zone; geosolitony Снижение цен на нефть на мировом рынке поставило задачу существенного повышения геолого-экономической эффективности разработки месторождений в Западной Сибири. Главными направлениями успешного разрешения поставленной задачи, осноНефть и газ ванной на снижении структурной неопределенности трехмерных геологических моделей, является оптимальное размещение системы добычи в районе высокодебитных зон. При этом при разработке можно выделить два главных технологических направления: 1) детальная высокоразрешающая объемная сейсморазведка (ВОС) с построением карт в масштабе 1:10000; 2) геонавигация горизонтальных и боковых скважин;

Результаты ВОС на месторождениях в Среднем Приобье.

В период 1993–1996 гг. были проведены полевые детализационные работы по технологии кольцевой ВОС на участках Самотлорского, Западно-Варьёганского, ЗападноАлёхинского и Северо-Хохряковского месторождений. По результатам работ построены детальные карты локальных очагов высокодебитных зон добычи в масштабе 1:10000, сделаны рекомендации и выводы, изложенные в [1].

На первом куполе Западно-Варьёганского месторождения компания «Белые ночи»

провела контрольную проверку результатов ВОС, которая показала подтверждение результатов в 76 % случаев.

Геосолитонная модель геологических процессов формирования локальных высокодебитных систем залежей углеводородов изложена в работах [2, 3].

По результатам ВОС на Приобском нефтегазовом месторождении были впервые определены основные закономерности геометрических параметров и пространственного распределения геосолитонных высокодебитных систем залежей, формирующихся в субвертикальных зонах деструкции (СЗД) горных пород, по которым из глубинных геосфер Земли поступают газы и углеводороды.

На рис. 1 представлена гистограмма поперечных размеров горизонтальных сечений СЗД, построенная по материалам ВОС на одном из участков Приобского месторождения.

Из анализа данных ВОС и представленной гистограммы вытекают следующие практические выводы:

суммарная площадь всех высокодебитных зон на месторождении составляет около 10 % от общей площади месторождения;

абсолютно преобладают малоразмерные в плане высокопродуктивные зоны с диаметром менее 200 м (90 %) и менее 100 м (70 %);

абсолютное большинство низкодебитных скважин на месторождении находится на территориях, удаленных от геосолитонных очагов на расстояние более 500 м;

низкие показатели добычи на месторождениях Среднего Приобья в основном связаны с традиционной равномерной системой размещения добывающих скважин, из которых лишь десятая часть случайно попадает в геосолитонные высокодебитные зоны. Как правило, в этих зонах обеспечивается основная накопленная добыча на большинстве разрабатываемых месторождений Среднего Приобья.

–  –  –

Нефть и газ Важность положения ствола в районах высокодебитных зон может быть решена применением технологии геологического сопровождения бурения, используемой в первую очередь при бурении скважин с горизонтальным окончанием.

Основные задачи сопровождения бурения: привязка скважины и корректировка точки Т1 и самого планового профиля, определение положения ствола скважины на горизонтальном участке, прогноз поведения пласта, максимальная эффективность проходки по коллектору с наилучшими ФЕС и максимальным коэффициентом нефтегазонасыщенности, снижение возможных технических рисков. Для решения данных задач необходим комплексный подход с анализом геологической и геофизической информации.

Во многих случаях основой для сопровождения бурения является геологическая модель различной сложности, где представляется плановый профиль прохождения горизонтального участка скважины по наилучшему сценарию. Необходимость дальнейшего сопровождения бурения может объясняться допускаемой ошибкой инклинометрии скважин окружения, некорректностью построения модели, низкой геологогеофизической изученностью района бурения, сложностью строения объекта разработки.

При построении геологической модели в существующих программных пакетах в большинстве случаев используется представление геостатистики, при котором реальный объект — пласт (рис. 2 а) — упрощается посредством математического моделирования. При структурном моделировании поверхность представляется пространственной величиной «x», которая является непрерывной в пространстве, а ее значение величины в каждой точке пространства является реализацией случайной функции, где Х — частное случайное значение величины х. Величина Х всегда стремится к своему среднему значению Х0, а среднеквадратичное отклонение стремится к нулю. Данные математические свойства отражают простое положение — объекты, явления и процессы, которые расположены ближе в пространстве, являются более подобными между собой по сравнению с теми, которые более удалены друг от друга.

Следующим положением является определение стационарности или нестационарности данной величины (рис. 2 б). Нестационарной принимается величина, распределение в пространстве которой описывается выделением тренда m(x) и случайного стационарного остатка R(x), сумма которых в идеальном случае равна нулю. При стационарности переменной отсутствует тренд, и данная величина является флуктуацией.

В результате структурных построений получаемый структурный тренд является математическим ожиданием, наиболее вероятным для реальной среды (рис. 2 в). Для достоверности построения необходима репрезентативность (достоверность) выборки.

Репрезентативность выборки означает, что с некоторой заранее заданной или вычисленной погрешностью можно отождествлять установленное на выборочной совокупности распределение изучаемых признаков с их действительным распределением в генеральной совокупности. Другими словами, репрезентативность выборки — это ее способность отражать наиболее значимые характеристики генеральной совокупности.

В практическом аспекте это означает подтверждение «скважинного тренда».

На рис. 2 г приводится случай низкой разбуренности площади, при которой в процессе бурения возможно прогнозировать выход из целевого интервала в подошвенную часть, что приведет к значительной коррекции структуры. При недостоверности (нерепрезентативности) выборки модель и существующие скважинные наблюдения не отражают реального залегания области пласта, в котором прокладывается горизонтальный участок скважины. При построении структурной модели исходными данными могут являться скважинные отбивки (скважинные наблюдения), изолинии, полученные путем оцифровки, и различные виды информации сейсморазведки. Эти данные являются «входными» при построении геологической модели, и от их достоверности зависит качество прогноза поведения пласта при планировании скважины.

При уменьшении объема геолого-геофизической информации значимость ее достоверности кратно возрастает. Ошибка определения абсолютной отметки положения кровли пласта в несколько метров может привести к изменению скважинного тренда модели, а также приведет к дополнительному усилению структурной неопределенности (рис. 2 д).

–  –  –

Нефть и газ Пример сопровождения скважины при неподтверждении структурного тренда.

В процессе сопровождения бурения имеет значение именно частный случай для конкретной скважины. Скв. 555 сопровождалась при наличии пилота, удаленного от забоя горизонтальной части ствола на 200 м (рис. 3 а). На структурные построения оказывают влияние скв. 474, 869, 769 и 555, которые гипсометрически находятся выше, это означает, что в межскважинном пространстве, вероятно, будет наблюдаться постепенное погружение структуры в направлении бурения с углом падения 1,8–2,2 градуса. Структура по факту бурения скв. 555 имеет угол падения 3,2–4,1 градуса, что привело к потере порядка 120 м проходки при повторном вскрытии кровли пласта (рис. 3 б, рис 3 в).

Рис. 3. Планшет сопровождения скв. 555: а) вход в пласт; б) окончательный забой;

в) сопоставление поверхности кровли пласта «до» и «после» бурения Пример сопровождения скважины в условиях недостаточной геологогеофизической изученности. Примером недостаточной разбуренности района бурения горизонтальной скважины является случай сопровождения скв. 529. Первоначально предполагалась проходка горизонтальной секции по пологому участку склона (рис. 4 а). Изменение представления о районе бурения возникло в результате выхода из целевого пласта в кровельную часть (рис. 4 б). После корректировки на сбитие зенитного угла и настройки модели на точку возврата в целевой пласт было зафиксировано Нефть и газ падение пласта в направлении бурения. Фактический забой был расположен на абсолютной отметке –2 379,6 м при плановой абсолютной отметке забоя скважины на –2 363,8 м (рис. 4 в.) (коррекция забоя 15,8 м «ниже»). Без геологического сопровождения потеря проходки по коллектору возросла бы на 30 %, а также часть ствола пролегла по коллектору низкого качества. Но даже при сопровождении бурения потери ствола, по причине неподтверждения структурной модели, составили порядка 125 м.

Рис. 4. Планшет сопровождения скв. 529: а) вход в пласт; б) выход из целевого интервала; в) окончательный забой Пример сопровождения скважины при коррекции исходных данных.

При сопровождении горизонтального участка зарезки бокового ствола скв. 4756-2 предварительный гироскоп в «материнском» стволе привел к смещению ствола на 75–90 м на юго-запад, а также «просадке» структуры на 6,2 м «вниз» по абсолютным отметкам (рис. 5).

В принятой стратегии бурения отсутствие данной информации могло привести к потере части ствола при слишком раннем наборе зенитного угла или вскрытии подошвы целевого интервала при доверии «ложной» абсолютной отметки кровли пласта и развороту ниже коллектора.

–  –  –

Пример сопровождения скважины в случае латеральной изменчивости разреза.

Реальное геологическое строение среды не всегда возможно описать математическим упрощением. Всегда важно помнить о геологической концепции строения пласта и учитывать, что методы подстройки синтетической кривой, применяемые при сопровождении бурения, носят условный характер.

При сопровождении двухзабойной скв. 5 376 отмечалось противоречие между пилотным стволом и фактическими данными.

Противоречие заключалось в прохождении второй части ствола по коллектору со значительно лучшими свойствами, на что косвенно указывают пониженные значения гамма-каротажа и, главное, повышенные сопротивления (порядка 10–17 Ом*м). Пилотный ствол характеризовал целевой интервал как два пропластка с пониженным насыщением (рис. 6 а). Гипотеза о том, что показания методов ГИС второй части ствола скв. 5376-1 относятся к целевому интервалу, не подтвердилась, так как при преждевременном сбитии зенитного угла была «отбита» подошва, и полученная информация указывала на соответствие разреза пилотному стволу (рис. 6 б). Вторая часть ствола также характеризуется улучшением качества коллектора.

Нефть и газ

Рис. 6. Планшет сопровождения, окончательный забой:

а) скв. 5376-1; б) скв. 5376-2 Другим противоречием являлось резкое несогласие привязки показаний по структурному плану.

В результате наиболее вероятным объяснением является приобщение руслового тела, которое вскрыто рядом скважин в районе бурения. В том числе скв. 539, в направлении которой велось бурение (рис. 7). Обновление постоянно действующей геологогидродинамической модели также это подтверждает (рис. 8).

Рис. 7. Схема корреляции скважин окружения в районе бурения скв. 5376-2 Для скв. 5376 необходимо отметить, что в отсутствии сопровождения бурения пропласток с улучшенными ФЕС не был бы приобщен. Данная «проводка» горизонтальНефть и газ ного ствола обеспечивает максимальный потенциал при освоении скважины и потенциально способна дать максимальную накопленную добычу.

Рис. 8. Разрез вдоль фактического ствола скв. 5376-2 по кубу литологии и структурная карта кровли пласта АВ1(3) после обновления геологической модели по результатам бурения Несовершенство методов математического моделирования, погрешность методов измерения инклинометрии и недостаточная геолого-геофизическая изученность являются основными причинами возникновения структурной неопределенности в процессе геологического сопровождения бурения горизонтальных скважин.

Для снижения возможных рисков и большей достоверности прогноза по геологической модели рекомендуется:

предварительное проведение замеров инклинометрии гироскопическими инклинометрами в материнских стволах при реализации боковых зарезок горизонтальных стволов и скважинах окружения района бурения, а также пилотных и транспортных стволах;

использование данных и результатов интерпретации сейсморазведки при построении геологической модели и анализа района бурения горизонтальной секции.

Но даже при наличии 3Д геологической модели остаются неопределенности в структурном плане и выдержанности коллекторов и их фильтрационно-емкостных свойств в межскважинном пространстве. Геологическая модель всегда является определенной степенью упрощения реального строения объекта и не способна отобразить той детальной неоднородности, которая наблюдается при горизонтальном бурении. В связи с этим, неотъемлемой частью при строительстве горизонтальных скважин является сопровождение бурения в режиме реального времени.

Список литературы

1. Бембель Р. М., Мегеря В. М., Бембель С. Р. Геосолитоны: функциональная система Земли, концепция разведки и разработки месторождений углеводородов. – Тюмень: Вектор Бук, 2003. – 344 с.

2. Бембель Р. М., Мегеря В. М., Бембель А. Р. Очаги генерации глубинных углеводородов в геосолитонной концепции Земли [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://conference.deepoil.ru /index.php/materials/abstracts

3. Мегеря В. М. Поиск и разведка залежей углеводородов, контролируемых геосолитонной дегазацией Земли:

Монография. – М.: Локус Станди, 2009. – 256 с.

4. Кульчицкий В. В. Проектирование специальных профилей и разработка технологии бурения наклоннонаправленных скважин применительно к эксплуатации месторождений механизированными способами: автореферат диссертации на соискание ученой степени к. т. н. – Тюмень, 1984.

5. Кульчицкий В. В. История и перспектива геонавигации пологих и горизонтальных скважин в Западной Сибири // Технологии нефти и газа. – 2010. – № 5.

6. Кульчицкий В. В. Геонавтика — непременное условие развития нефтегазовых технологий будущего // Технологии нефти и газа. – 2005. – № 5-6. – С. 74-80.

7. Павлов Е. Ю. Технологии для бурения и заканчивания скважин в Западной Сибири. Преимущества направленного бурения с геонавигацией // Инженерная практика. – 2012 – № 5.

Cведения об авторах Information about the authors Бембель Роберт Михайлович, д. г.-м. н., профессор Bembel R.

M., Doctor of Geology and Mineralogy, proкафедры «Прикладная геофизика», Тюменский государ- fessor of the chair «Applied Geophysics», Tyumen State Oil ственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. and Gas University, phone: 8(3452)465822 8(3452)465822 Щетинин Иван Александрович, аспирант, Тюмен- Schetinin I. A., postgraduate of the Tyumen State Oil ский государственный нефтегазовый университет, г. and Gas University, phone: 89125193885 Тюмень, тел. 89125193885

–  –  –

В. А. Бешенцев, Т. В. Семенова V. A. Beshentsev, T. V. Semеnova Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: нефтегазодобывающий регион; техногенное воздействие; водоносный комплекс;

загрязнение; защищенность; сточные воды; техногенные факторы Key words: oil and gas producing region; anthropogenic impact; aquifer complex; pollution; protectability;

waste waters; anthropogenic factors Ямало-Ненецкий автономный округ со второй половины прошлого века является одним из основных нефтегазодобывающих регионов страны.

В регионе сосредоточены более 70 % российских и около 22 % мировых запасов газа, открыто 234 месторождения углеводородного сырья, из которых 72 находятся в промышленной разработке, 19 месторождений подготовлены к эксплуатации. В настоящее время на 146 месторождениях ведутся разведочные работы [1].

В горной части региона (на Полярном Урале) наращивается добыча хромитов, ведется разведка марганцевых, полиметаллических месторождений, золота и платины, камней самоцветного сырья. Повсеместно разрабатываются месторождения песка, щебня для отсыпки дорог и производства строительных материалов.

На территории Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона построены современные города и поселки городского типа: Салехард, Надым, Новый Уренгой, Ноябрьск, Муравленко, Губкинский, Тарко-Сале, Вынгапуровский, Пурпе, Ямбург и другие. Проложено более 1 000 км железных, 4 000 км автомобильных дорог, протянуты тысячи километров газо- и нефтепроводов, линий электропередач (ЛЭП). Увеличиваются добыча и использование водных ресурсов.

Под действием вышеперечисленных факторов техногенного воздействия происходит изменение гидрогеологических условий, трансформация состава и свойств подземных вод, формируются техногенные гидрогеологические системы.

Природные воды региона наиболее уязвимы в тех районах, где интенсивно идет бурение, сооружение и эксплуатация нефтегазовых скважин, а также где расположены объекты по транспортировке и первичной переработке углеводородного сырья. К настоящему времени пробурено большое количество глубоких геологоразведочных скважин, значительное количество которых находится на нераспределенном фонде недр, и скважин, пробуренных более 40 лет назад. Все это представляет серьезную угрозу безопасности промышленных объектов и экологии региона.

Основными источниками загрязнения природных вод являются буровые промывочные жидкости и буровые шламы, утечки углеводородов из трубопроводов, разливы нефти, попутных минерализованных пластовых и сточных вод, химические реагенты на объектах добычи, подготовки, обезвоживания и обессоливания нефти, утечки нефти и газа при авариях на трубопроводах.

Только при добыче нефти используются химические продукты более 150 наименований [2, 3]. Из всех компонентов нефти для организмов и окружающей среды наиболее токсичны ароматические углеводороды (ПАУ), основную массу которых составляют гомологи бензола или нафталина. Многие компоненты нефти даже при очень малых концентрациях и дозах обладают токсичным воздействием на живые организмы. В основном это метановые УВ, ароматические УВ, особенно 3,4-бензапирен, V, Ni, Al, Pb, Co, U, сероводород, меркаптаны.

Вместе с нефтью на поверхность извлекается огромное количество соленых пластовых вод, которые отделяются в процессе деэмульгации нефти и образуют основную долю нефтепромысловых сточных вод. Как свидетельствует статистика, в среднем в мире с 1 тонной добытой нефти извлекается 6 т попутных пластовых вод, высокоминеНефть и газ рализованных и экологически опасных [2, 3]. Обычно эти воды используются для поддержания пластового давления, но при аварийных ситуациях они могут проникать в геологическую среду, что приводит к засолению почв и загрязнению пресных поверхностных и подземных вод. Из-за дефектов в обустройстве эксплуатационных нефтяных и газовых скважин, некачественной ликвидации поисковых и разведочных скважин возможны перетоки высокоминерализованных вод, нефтепродуктов и газа из глубоких горизонтов в верхний гидрогеологический комплекс, вмещающий пресные подземные воды. Аналогичные процессы могут происходить при сооружении нагнетательных скважин, используемых для целей захоронения промышленных стоков в недра [4]. Нарушение герметичности затрубного пространства в эксплуатационных нефтяных скважинах может происходить в результате низкого качества цементирования, а также по причине разрушения крепи скважин при обратном промерзании многолетнемерзлых пород. Непоправимый ущерб окружающей среде наносит ежегодное сжигание колоссального объема газа на факельных установках. Объемы валовых выбросов загрязняющих веществ от сжигания газа за 2013 г. составили 827,779 тыс. тонн [1].

Вторым по значимости источником техногенного воздействия на пресные подземные воды является жилищно-коммунальный комплекс (ЖКХ). Сточные воды на территории региона являются основным источником загрязнения природных вод. По условиям формирования они подразделяются на три категории: бытовые, промышленные и дождевые. Ежегодно на территории Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона в природные водные объекты сбрасывается более 40 млн м3 сточных вод, их них 3,70 млн м3 — в подземные горизонты [5].

Загрязнение подземных вод связано с инфильтрацией загрязненных стоков из речной сети, полей фильтрации, свалок, с утечкой канализационных стоков из инженерных сооружений. Немаловажную роль в загрязнении играют выбросы в атмосферу промышленных предприятий, выхлопные газы транспорта. От всех загрязненных сточных вод на долю промышленности приходится 50 %, ЖКХ — 47 % и прочие — 3 %.

Серьезную угрозу загрязнения природных вод представляют полигоны промышленных и бытовых отходов. В настоящее время на территории Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона находится 746 объектов размещения отходов (38 полигонов, 20 санкционированных и 27 несанкционированных свалок, 651 прочих объектов, в том числе 632 шламовых амбара) [1].

Благодаря относительной защищенности, наличию в разрезе ММП и супесчаноглинистых отложений, залегающих в кровле водоносных горизонтов, подземные воды, в отличие от поверхностных, загрязняются более медленно, однако происходящий процесс их загрязнения носит необратимый характер.

Под защищенностью подземных вод от загрязнения понимается степень закрытости водоносного горизонта слабопроницаемыми отложениями, препятствующими проникновению загрязняющих веществ с поверхности земли в подземные горизонты [6, 7].

Защищенность подземных вод зависит от многих факторов, которые можно подразделить на три группы: природные, техногенные, физико-химические.

К природным факторам относятся: наличие в разрезе слабопроницаемых пород, глубина залегания подземных вод, мощность зоны аэрации, мощность и фильтрационные свойства перекрывающих пород, соотношение уровней подземных вод различных горизонтов, взаимосвязь подземных и поверхностных вод. Кроме вышеперечисленных факторов в криолитозоне, где находится Ямало-Ненецкий нефтегазодобывающий регион, большую роль играет мерзлое или талое состояние пород. На основании этого определение степени защищенности подземных вод на территории региона проводится с учетом мерзлотных условий.

Техногенные факторы на территории рассматриваемого региона слабо изучены, к ним следует отнести условия нахождения загрязняющих веществ на поверхности земли (хранение отходов в накопителях, шламохранилищах, сброс сточных вод в поверхностные источники и на поля фильтрации и др.), условия и характер проникновения загрязняющих веществ в подземные горизонты [7].

Физико-химические факторы на территории Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона не изучались и требуют дополнительных исследований, к этим факторам относятся специфические свойства загрязняющих веществ, их миграционная способность, сорбируемость, химическая стойкость, взаимодействие загрязняющих веществ с породами и подземными водами.

Нефть и газ При оценке защищенности подземных вод рассматриваются качественные и количественные показатели. Первые основаны на природных факторах и оцениваются по сумме условных баллов, вторые — на техногенных и физико-химических факторах на основе определения времени, за которое загрязняющие вещества, фильтрующиеся с поверхности земли, достигнут уровня подземных вод. Количественная оценка обычно производится при детальных исследованиях на локальных участках [7].

Основными показателями при оценке природной защищенности подземных вод рассматриваемого региона, в зоне развития ММП, являются строение и мощность ММП, которые исполняют роль криогенного водоупора.

Исследования, проведенные авторами на территории Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона, показали, что к территориям с защищенными водоносными горизонтами и комплексами относятся площади распространения водоносных криогенно-таликовых комплексов четвертичного и эоцен-четвертичного возраста [3, 8]. Эта территория характеризуется мощной зоной аэрации (более 8–10 м) и наличием в ее составе глинистых и суглинистых слоев (более 3 м), в гидродинамическом отношении — это безнапорные и субнапорные воды. Перекрывающая толща представлена преимущественно песками с прослоями глин и алевритов, суммарная мощность которых иногда достигает 20 м. Однако существующая невыдержанность слабопроницаемых отложений по площади ведет к некоторому ухудшению условий защищенности подземных вод. Тесная гидравлическая связь поверхностных субнапорных вод также снижает степень защищенности последних по площади вне контуров распространения ММП. Территории с незащищенными водоносными комплексами оконтуриваются вдоль рек Обь, Надым, Пур, Таз и их крупных притоков. Это водоносный таликовый четвертичный комплекс, в состав которого входят водовмещающие отложения поймы и первых надпойменных террас. В гидродинамическом отношении — это безнапорные воды с малой мощностью зоны аэрации (обычно меньше 1 м).

На основе анализа гидрогеологических разрезов авторами проведены площадные исследования по оценке качественной характеристики защищенности подземных вод от загрязнения. Проведенные исследования показали, что в группу III (с надежно защищенными подземными водами от загрязнения) отнесены водозаборы и месторождения подземных вод, эксплуатирующие водоносный комплекс, представленный напорными водами и перекрытый многолетнемерзлыми породами различного литологического состава.

К группе II и группе I с условно защищенными и незащищенными подземными водами от загрязнения соответственно, отнесены инфильтрационные водозаборы и месторождения подземных вод, имеющие непосредственную связь с поверхностными водами [9]. При отнесении месторождений и водозаборов в соответствующую группу учитывался преимущественно литологический состав и удаленность водозабора от речной дрены. Данные о степени защищенности подземных вод приведены в табл. 1 и 2.

–  –  –

Как видно из таблиц 1 и 2, большинство водозаборов в рассматриваемом регионе относятся к группам I и II с условно защищенными и с незащищенными подземными водами от загрязнения, поэтому инженерное освоение криолитозоны Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона необходимо вести с учетом новых технологий, рисков и инженерных решений, направленных на предотвращение негативных техногенных воздействий.

Нефть и газ Дальнейшее развитие представлений о защищенности подземных вод региона мы видим в использовании данных о так называемых динамически напряженных зонах литосферы (ДНЗ) 10. ДНЗ – это активная граница блочного массива, отражающая элемент дизъюнктивной тектоники на дневной поверхности, обозначенная линеаментом 11. Комплексный анализ геофизических, геологических, гидрогеологических данных и линеаментный анализ позволяют выделять ДНЗ в толще пород. В одних случаях ДНЗ могут быть активными каналами вертикальной фильтрации (как природных растворов, так и техногенных). В других случаях ДНЗ служат гидродинамическими экранами, меняя структуру фильтрационного пространства и направления потоков подземных вод. Учет ДНЗ в ЯНАО в связи с наличием высокой техногенной нагрузки и крайне «чувствительной» геологической среды приобретает особенно важное значение.

Список литературы

1. Доклад «Об экологической ситуации в Ямало-Ненецком автономном округе в 2013 году» / Департамент природно-ресурсного регулирования, лесных отношений и развития нефтегазового комплекса ЯНАО. – Салехард, 2014. – 223 с.

2. Бешенцев В. А. Подземные воды Ямало-Ненецкого автономного округа / Институт геологии и геохимии УрО РАН. – Екатеринбург, 2006. – 149 с.

3. Бешенцев В. А., Иванов Ю. К., Бешенцева О. Г. Экология подземных вод Ямало-Ненецкого автономного округа / Институт геологии и геохимии УрО РАН. – Екатеринбург, 2005. – 165 с.

4. Бешенцев В. А., Семенова Т. В., Павлова Е. И. Захоронение сточных вод на нефтепромыслах севера Западной Сибири (на примере Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона) // Известия вузов. Нефть и газ. – 2014. – № 5. – С. 6-9.

5. Государственный статистический отчет 2-ТП «Водхоз» за 2013 год / НОБВУ. – Тюмень, 2014. – 241 с.

6. Бешенцев В. А., Трофимова Н. С. Охрана подземных вод от загрязнения / Учебное пособие. ТюмГНГУ. – Тюмень, 2013. – 48 с.

7. Гольдберг В. М., Газда С. Гидрогеологические основы охраны подземных вод от загрязнения. – М.: Недра, 1984. – 257 с.

8. Соколова А. В. «Оценка обеспеченности населения Ямало-Ненецкого автономного округа ресурсами подземных вод для хозяйственно-питьевого водоснабжения» / ЗАО ТКГРЭ. – Тюмень, 2001. – 120 с.

9. Бешенцев В. А. Техногенная нагрузка на подземные воды, их санитарное состояние и степень защищенности от загрязнения // Горные ведомости. – Тюмень: ОАО «СибНАЦ», 2008. – № 11. – С. 44-53.

10. Матусевич В. М., Абдрашитова Р. Н. Геодинамическая концепция в современной гидрогеологии на примере Западно-Сибирского мегабассейна // Фундаментальные исследования. – 2013. – № 4 (часть 5). – С. 1157-1160.

11. Радченко А. В., Мартынов О. С., Матусевич В. М. Динамически напряженные зоны литосферы — активные каналы энерго-массопереноса. – Тюмень: Тюменский дом печати, 2009. – 240 с.

Сведения об авторах Information about the authors Бешенцев Владимир Анатольевич, д. г.-м. н., про- Beshentsev V. A., Doctor of Geology and Mineralogy, фессор кафедры «Геология месторождений нефти и professor of the chair «Geology of oil and gas fields», Tyuгаза», Тюменский государственный нефтегазовый уни- men State Oil and Gas University, phone: 8(3452)390346, верситет, г. Тюмень, тел. 8(3452)390346, e-mail: e-mail:Jeang@mail.ru Jeang@mail.ru Семенова Татьяна Владимировна, к. г.-м. н, до- Semеnova T.

V., Candidate of Science in Geology and цент кафедры «Геология месторождений нефти и Mineralogy of the chair «Geology of oil and gas fields», газа», Тюменский государственный нефтегазовый уни- Tyumen State Oil and Gas University, phone:

верситет, г. Тюмень, тел. 8(3452)390346, e-mail: 8(3452)390346, e-mail:t_v_semenova@list.ru t_v_semenova@list.ru ___________________________________________________________________________

УДК 551.24(470.57)

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕНОСНОСТЬ БОБРИКОВСКОГО

ГОРИЗОНТА ШИВЕЛЕВНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕНАКОПЛЕНИЯ

ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ

GEOLOGICAL STRUCTURE AND OIL CONTENT OF THE BOBRIKOVSKY HORIZON

OF OIL ACCUMULATION ZONE SHIVELEVNAYA IN ORENBURG REGION

Р. А. Катков, В. И. Кислухин R. A. Katkov, V. I. Kislukhin Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: геологическое строение; нефтеносность; горизонт; тектоника; залежь Key words: geological structure; oil content; horizon; tectonics; deposit Шивелевная структурная зона расположена в Кременкульском районе Оренбургской области и включает в себя Шивелевное и Западно-Шивелевное поднятия.

Нефть и газ Литолого-стратиграфическая характеристика разреза выполнена согласно «Унифицированной стратиграфической схеме архея, протерозоя и палеозоя», составленной на основе «Решения Межведомственного совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы» [1, 2].

В геологическом строении площади работ принимают участие породы кристаллического фундамента архейского и протерозойского возрастов, а также отложения палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов, составляющие осадочный чехол [3].

Каменноугольная система (C) палеозойской группы (PZ) представлена в объеме визейского яруса (C1v). В визейском ярусе выделяется нижний подъярус (C1v1) в объеме Кожимского надгоризонта (C1kz). Кожимский надгоризонт представлен Бобриковским горизонтом (C1bb) (рис. 1).

Бобриковский горизонт залегает с размывом на отложениях турнейского яруса. Горизонт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и известняков.

Алевролиты темно-серые и черные, кварцевые, неравномерно глинистые и песчанистые.

Аргиллиты темно-серые до черных, слоистые, плотные, часто алевритистые.

Песчаники темно-серые, пятнами светло-серые, кварцевые, тонкозернистые.

Известняки черные, кристаллические, плотные, залегают в подошве горизонта.

Толщина бобриковского горизонта 30–39 м. В составе поровых песчаников и алевролитов бобриковского горизонта выделяется продуктивный пласт Б2.

Рис. 1. Выкопировка из сводного геолого-геофизического разреза

В региональном тектоническом плане участок работ расположен на юго-восточном склоне Волго-Уральской антеклизы в центральной части Бузулукской впадины (рис. 2).

Данные аэрокосмических, геофизических исследований и глубокого бурения свидетельствуют о блоковом строении фундамента, осложненного разрывными нарушениями, с общим региональным наклоном поверхности в южном и юго-восточном направлениях.

По поверхности кристаллического фундамента на фоне погружения с севера на юг прослеживается ряд структурных зон, осложненных небольшими приподнятыми локальными участками, разделенными между собой неглубокими прогибами.

По отражающим горизонтам осадочного чехла сохраняется общее неравномерное погружение в южном и юго-восточном направлениях.

Нефть и газ Сохраняются основные черты тектонического строения, характерные для структурной поверхности фундамента, незначительно изменяются лишь конфигурация и размеры поднятий.

Рис. 2. Выкопировка из «Обзорно-тектонической схемы Оренбургской области»

По каменноугольным отложениям выделенные локальные поднятия приурочены к Бердынско-Покровскому валу субширотного простирания, являющемуся структурным осложнением данного прогиба.

На структурной поверхности по нижнекаменноугольным отложениям на фоне регионального погружения в южном направлении выделяется Шивелевная структурная зона субширотного простирания. К северу и югу от этой зоны картируется целый ряд локальных структур разной конфигурации, размеров и простирания, связанных с переформированием структур процессами седиментации.

Шивелевная структурная зона включает в себя Шивелевное и Западно-Шивелевное поднятия. На поднятиях в результате разведочного бурения открыты залежи нефти в пласте Б2.

Структурный план имеет унаследованный характер, приобретая более дифференцированную форму за счет эрозионных процессов: происходит смещение сводов поднятий, разделение на купола, образуются более пологие формы, меняются конфигурация и простирание. Шивелевное поднятие выделяется здесь в форме структурного носа.

При рассмотрении тектонического строения описываемой территории в целом отмечается сложная природа соотношений структурных планов. Выделенные на участке работ поднятия прослеживаются по поверхности карбона с изменениями, вызванными геологическими особенностями формирования поверхности, и относятся к структурам тектоно-седиментационного типа.

Нефть и газ В пределах Шивелевной структурной зоны установлены две залежи в бобриковском горизонте (пласт Б2): залежь Шивелевного поднятия и залежь ЗападноШивелевного поднятия.

В терригенных отложениях бобриковского горизонта выделяется продуктивный пласт Б2, в литологическом составе которого преобладают песчаники мелко- и среднезернистые, слабосцементированные. Региональной покрышкой для флюидов пласта Б2 служат тульские доломитизированные известняки, толщина которых составляет 37–41 м, и глинистая пачка, залегающая в кровле бобриковского горизонта. В подошвенной части пласт Б2 изолирован глинисто-алевролитовыми отложениями елховорадаевского горизонта толщиной 13–21 м.

Нефтеносность залежей пласта Б2 выявлена на стадии поисково-разведочного бурения по данным ГИС и подтверждена результатами опробования и эксплуатации скважин.

Распространение залежей на востоке и северо-востоке контролируется водонасыщенным коллектором. С запада залежи ограничены прогибом.

Залежи по типу относятся к массивным.

По сложности геологического строения Шивелевная структурная зона нефтенакопления относится к сложным, по величине запасов — к средним.

Список литературы

1. Пирсон С. Дж. Справочник по интерпретации данных каротажа / Сильвейн Дж. Пирсон; пер. с англ. под ред.

С. Г. Комарова. – Москва: Недра, 1966. – С. 384-397.

2. Решение межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы с региональными стратиграфическими схемами (Ленинград, 1988 г.). Девонская система. – Л.: ВСЕГЕИ, 1990. – 60 с.

3. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области. – Оренбург: Оренбургское книжное изд-во, 1997. – 272 с.

Сведения об авторах Information about the authors Катков Роман Андреевич, аспирант кафедры Katkov R. A., postgraduate of the chair «Geology of oil «Геология месторождений нефти и газа», Тюменский and gas fields», Tyumen State Oil and Gas University, государственный нефтегазовый университет, г. Тю- phone: 89222666074, e-mail: strelets-k-r@yandex.ru мень, тел. 89222666074, e-mail: strelets-k-r@yandex.ru Кислухин Владимир Иванович, д. г.-м. н., профес- Kislukhin V. I., Doctor of Geology and Mineralogy, сор кафедры «Геология месторождений нефти и газа», professor of the chair «Geology of oil and gas fields», TyuТюменский государственный нефтегазовый универси- men State Oil and Gas University, phone: 8(3452)444358 тет, г. Тюмень, тел. 8(3452)444358 ___________________________________________________________________________

УДК550.8.014

ВЛИЯНИЕ ПАРАМЕТРОВ ВАРИОГРАММЫ НА ТОЧНОСТЬ

ПОСТРОЕНИЯ ТРЕХМЕРНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ

INFLUENCE OF VARIOGRAM PARAMETERS ON THE ACCURACY OF CREATION

OF THREE-DIMENSIONAL GEOLOGICAL MODELS

И. А. Никитин, В. А. Белкина I. A. Nikitin, V. A. Belkina Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: трехмерные геологические модели; погрешности; вариограмма; эффект самородка Key words: three-dimensional geological models; error; variogram; nugget effect Точность трехмерных геологических моделей часто низка, что ведет к ошибкам при решении геологических задач. Существуют различные методы, позволяющие повысить качество моделирования. В данной статье описывается один из таких способов, связанный с оценкой и учетом эффекта самородка при вариограммном анализе. Проведено математическое моделирование, показывающее особенности применимости данного метода.

При трехмерном моделировании, интерполяции геологических параметров нередко проводится вариограммный анализ. Данными для этого анализа служат значения параметра, определенного по ГИС в ряде скважин. На вариограммах может наблюдаться nugget effect — эффект самородка (ЭС). Так называют разрыв вариограммы в начальной точке, указывающий на отсутствие корреляции при нулевом расстоянии между Нефть и газ определениями параметра (рис. 1). Есть 2 возможные интерпретации ЭС [1].

Первая:

расстояние между данными велико, что может вызвать кажущийся ЭС, это просто уточнить, имея конкретные данные. Вторая: в данных содержатся ошибки измерений, которые и вызывают разрыв вариограммы в начальной точке.

Рис. 1. Пример эмпирической вариограммы Дисперсия суммы двух случайных независимых величин, в данном случае это сумма дисперсии искомых данных и погрешностей, равна сумме их дисперсий D[X+Y] = D[X] + D[Y], что вызывает сдвиг вариограммы на величину дисперсии погрешности. Осреднение является одним из методов снижения уровня погрешностей.

Если погрешности имеют нормальное распределение со средним, равным нулю, то при осреднении большой выборки данных происходит уменьшение положительных и отрицательных отклонений.

Задание ЭС при моделировании геологических свойств позволяет произвести осреднение, учитывающее данные, находящиеся в пределах радиуса корреляции, и их взаимосвязь. Это позволяет уменьшить ошибки в оцененных данных — ячейках соответствующих скважин и ячейках всего куба в целом.

Вариограммный анализ. Вариограмма — это математический инструмент, используемый для оценки пространственной корреляции геологических данных. Другими словами, это функция, показывающая изменчивость некоторого параметра в зависимости от расстояния между двумя значениями этого параметра, причем при увеличении расстояния увеличивается степень вариации [2]. Элементы вариограммы представлены на рис. 1.

Ось Х — Distance — расстояние между сравниваемыми точками. Ось Y — Variance — дисперсия (изменчивость) или степень различия между парой точек исходной функции. Max. Lag — максимальный лаг, то есть максимальное расстояние, на котором рассчитывают дисперсию между точками при построении вариограммы.

Sill — значение вариации, при котором функция вариограммы выходит на постоянное значение. Часто это максимальная вариация.

Nugget effect — ЭС, разрыв вариограммы в начальной точке, указывает на разницу между измерениями, сделанными в одном месте.

Range — ранг вариограммы — расстояние, в пределах которого между точками есть корреляция. Когда расстояние между двумя точками превышает ранг, вариация между этими точками становится непредсказуемой, и ее невозможно описать какимлибо законом.

Существуют три основных математических модели вариограмм: сферическая, экспоненциальная и гауссова. Модели вариограмм различаются описанием изменения дисперсии от нулевой до максимальной. При трехмерном моделировании необходимо оценивать пространственную корреляцию по трем направлениям: вертикальному и двум перпендикулярным горизонтальным. Оценка корреляции в разных направлениях необходима по причине анизотропии геологической среды.

Создание модели. Оценка влияния погрешностей данных на вариограммный анализ и изучение применимости предложенного метода для снижения погрешностей реальных данных проведены методами математического моделирования. В Petrel создана экспериментальная модель: плоский пласт размером 15 км/15 км/15 м, разбивка на ячейки 50 м/50 м/0,2 м.

Нефть и газ

В качестве оцениваемого параметра выбрана пористость. Куб пористости сгенерирован методом «Sequential Gaussian simulation», использована сферическая модель вариограммы: 3 500 м / 3 500 м / 3 м. Задано нормальное распределение с параметрами:

математическое ожидание — µ = 0,24, стандартное отклонение — = 0,03, соответствующее распределению пористости в коллекторе одного из пластов Яковлевской свиты месторождения X. Значения построенного куба КпИ рассматриваются как искомые значения пористости в пространстве.

Для того чтобы приблизить данную модель к различным уровням изученности месторождений сгенерированы сетки с разным количеством и расстоянием между скважинами. Координаты скважин генерировались случайным способом, всего сгенерировано три сетки скважин (рис. 2) с минимальным расстоянием 150 м, 1 500 м, 3 000 м.

В первой сетке — 150 скважин, во второй сетке — 50, в третьей — 28. В ячейки, соответствующие траекториям скважин, записывались значения из сгенерированного ранее куба пористости — КпИ.

Рис. 2. Сетки скважин с минимальным расстоянием между скважинами: а — 150 м; б — 1 500 м; в — 3 000 м Далее происходило построение куба погрешностей. В данном случае, погрешности представляют собой независимые случайные значения с нормальным распределением и µ = 0.Уровень ошибок в определениях пористости по ГИС можно приблизительно оценить по дисперсии разности КпГИС (Кп керн). Ниже приведена зависимость КпГИС (Кп керн) по пластам Яковлевской свиты месторождения X (рис. 3).

Стандартное отклонение разностей пористости составляет 0,04 д. ед. Это значение характеризует отклонения, связанные с неточностью привязки керна, неточностью определения Кп по керну и ГИС и с другими видами погрешностей. Поэтому для задания ошибок, связанных исключительно с погрешностями ГИС, это значение было снижено до 0,02 д. ед.

Сгенерированные значения ошибок КпОш суммировались со значениями искомой пористости КпИ в ячейках скважин — КпО = КпИ + КпОш, где КпО — осложненная погрешностью оцененная пористость.

–  –  –

В данной модели принято допущение, что ошибки некоррелированы в пространстве. Также не заданы систематические ошибки, уровень которых может быть различным в разных скважинах.

–  –  –

На вариограммах оцененного свойства внесенная ошибка проявляется в виде ЭС:

происходит сдвиг вариограммы на величину дисперсии погрешности. Для наглядности на всех рисунках линией обозначены параметры вариограмм, определенные на искомых данных.

ЭС на вертикальных вариограммах оцененного свойства по всем сеткам выявляется четко. Это связано с тем, что даже небольшое число скважин создает представительную выборку для поиска корреляции между значениями пористости в ячейках скважин в вертикальном направлении. На вариограммах горизонтальных направлений с увеличением минимального расстояния между скважинами, определение ЭС и рангов становится невозможным.

Ранги и тип вариограммы для всех трех сеток скважин в целом определяются как исходные: тип — сферическая, ранги — 3 500 м / 3 500 м / 3 м. ЭС — 0,0004, определенный по вариограммам, соответствует значению дисперсии внесенных погрешностей. Sill — 0,0009 соответствует дисперсии исходной пористости.

Нефть и газ Снижение влияния погрешностей. Как говорилось выше, осреднение является одним из методов снижения уровня погрешностей. При использовании метода интерполяции кригингом неизвестные значения рассчитываются как взвешенное среднее значений, попадающих в область, ограниченную радиусом корреляции. Вес определяется на основании параметров вариограммы [3]. При задании ЭС в процессе построения куба значения в скважинах пересчитываются. Таким образом, задание ЭС при построении кубов кригингом позволяет снизить влияние погрешностей на вычисляемый куб.

Для построения кубов пористости по всем сеткам скважин, в том числе по сеткам скважин, на которых невозможно определение ЭС по вариограммам, использованы параметры вариограммы для оцененного свойства по сетке скважин с минимальным расстоянием 150 м. Горизонтальные ранги — 3 500 м / 3 500 м / 0,001 м; ЭС — 0,0004;

sill — 0,0009. Уточненные значения по полученным кубам обозначим КпУ. Также по ячейкам скважин вычислены отклонения от искомой пористости КпОш.у = КпИ – КпУ.

При таком низком вертикальном ранге (0,001 м) осреднение по вертикали невозможно, что в данном случае позволяет продемонстрировать зависимость уменьшения погрешностей от расстояния между скважинами. Также стоит отметить, что определение ЭС на вертикальных вариограммах реальных данных затруднено тем, что погрешности могут иметь вертикальную пространственную корреляцию, и другими причинами.

Для оценки повышения точности построены гистограммы распределения КпОш.у и КпОш (рис. 5), определено их стандартное отклонение, рассчитан коэффициент корреляции Пирсона КпО(КпИ) и КпУ(КпИ).

–  –  –

Нефть и газ Проанализировав построенные кубы, данные таблицы и гистограммы ошибок, сделаны следующие выводы:

с увеличением плотности сетки скважин возрастает корреляция искомых и оцененных значений по ячейкам скважин;

с увеличением плотности сетки скважин понижается дисперсия ошибок уточненного куба.

Таким образом, в данной работе методами математического моделирования продемонстрировано, как погрешности влияют на появление эффекта самородка на вариограммах. Изложен метод, позволяющий частично нивелировать эти погрешности. Следует отметить следующие факты:

использование методики позволяет уменьшить влияние погрешностей и повысить точность построения трехмерных геологических моделей;

данная методика применима к данным, ошибки в которых представляют собой независимые случайные значения с нормальным распределением и средним, равным 0;

успешное определение эффекта самородка на вариограммах возможно только при наличии определений параметра на небольшом взаимном расстоянии;

уровень снижения погрешностей прямо зависит от количества определений параметра в пределах ранга корреляции;

определение эффекта самородка на вертикальных вариограммах невозможно при попропластковом определении параметра, так как на малых расстояниях всегда будет наблюдаться корреляция.

Список литературы

1. Дюбрюль О. Геостатистика в нефтяной геологии. – М., 2009. – 256 с.

2. Струкова О. В., Закревский К. Е. Геологическое моделирование в RMS. – М., 2012. – 694 с.

3. Дэвис Дж. С. Статистический анализ данных в геологии. – М.: Недра, 1990. – 319 с.

Сведения об авторах Information about the authors Никитин Иван Андреевич, аспирант кафедры Nikitin I. A., postgraduate student of the chair «GeoloГеология месторождений нефти и газа», Тюменский gy of oil and gas fields», Tyumen State Oil and Gas Universiгосударственный нефтегазовый университет, г. Тю- ty, phone: 89058227476, e-mail: ianikitin@bk.ru мень, тел. 89058227476,e-mail: ianikitin@bk.ru Белкина Валентина Александровна, к. ф.-м. н., до- Belkina V. A., Candidate of Sciences in Physics and цент кафедры «Геология месторождений нефти и Matemathics, associate professor of the chair «Geology of газа», Тюменский государственный нефтегазовый уни- oil and gas fields», Tyumen State Oil and Gas University, верситет, г. Тюмень, тел. 8(3452)444358, e-mail: phone: 8(3452)444358, e-mail: belkina@tsogu.ru belkina@tsogu.ru ___________________________________________________________________________

УДК 622.276

ВОССТАНОВЛЕНИЕ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ

АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ПО ЛИТОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИМ

И ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИМ ХАРАКТЕРИСТИКАМ

RECONSTRUCTION OF THE URENGOY FIELD DEPOSITS FORMATION BASED ON

THE LITHOLOGY-MINERALOGY AND PARTICLE-SIZE ANALYSIS CHARACTERISTICS

А. В. Паршуков, Е. А. Могутова, А. А. Нежданов A. V. Parshukov, E. A. Mogutova, A. A. Nezhdanov ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООО «Газпром геологоразведка», г.Тюмень Ключевые слова: ачимовская толща; горные породы; литолого-минералогический состав;

гранулометрический анализ; турбидитовый поток Key words: Achimov deposits; rocks; litho-mineralogical composition; grain-size analysis; turbidity current Ачимовские отложения Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (УНГКМ) содержат уникальные по объему запасы жидких и газообразных углеводородов. Несмотря на длительное изучение, условия образования этих отложений и их литолого-минералогические особенности изучены недостаточно полно как для детальноНефть и газ го восстановления условий их формирования, так и для однозначного определения типа коллекторов (поровый, трещинно-поровый). Общепринятым считается турбидитовый и подводно-оползневый генезис ачимовских отложений [1], однако практически не изучен вопрос о степени унаследованности ачимовскими песчано-алевритовыми породами литологических и структурных признаков отложений шельфовых источников питания обломочным материалом. Это имеет большое значение для восстановления условий образования ачимовских резервуаров и генетической интерпретации данных литологических исследований.

Именно решению этого вопроса и посвящена данная статья, в которой проанализированы результаты детальных литолого-минералогических и гранулометрических исследований ачимовских отложений по скв. 739 УНГКМ. Скважина пройдена с полным отбором керна из ачимовских пластов Ач1 и Ач3, что дало возможность изучить различными методами (петрографические шлифы, гранулометрический ситовой, рентгеноструктурный и электронно-микроскопический анализы, определение коллекторских свойств, плотности и карбонатности) более 150 образцов песчано-алевритовых пород.

Ачимовская толща УНГКМ, представленная пластами от Ач6 (берриас) на востоке до Ач1 (ранний валанжин) на западе, залегает в основании неокома в виде кулисообразных линзовидных тел субмеридионального простирания. Рассматриваемые отложения представлены переслаиванием песчано-алевритовых, алевритоглинистых и глинистых пород, среди которых преобладают псаммитовые разности. Мощности песчаных пластов изменяются от 2–3 до 70–80 м, чаще составляя 20–50 м. Общая песчанистость разрезов ачимовских отложений и толщины отдельных песчаных и песчаноалевритовых пластов Уренгойского района уменьшается с востока на запад от Ач6 к Ач2-Ач1 [1].

Рис. 1. Фрагмент выровненного на отражающий горизонт Б (кровля баженовской свиты) временного разреза МОГТ 3D по линии 2720 в районе скв. 739 Ачимовские песчано-алевритовые пласты сформировались за счет сноса обломочного материала с прибрежно-морских и шельфовых террас, расположенных восточнее.

Поэтому возможна уверенная корреляция ачимовских и шельфовых резервуаров по материалам сейсморазведки МОГТ и геофизических исследований скважин (ГИС).

Ачимовский пласт Ач1 синхронен шельфовому песчаному пласту БУ160, а пласт Ач3 — пласту БУ181. Сейсмостратиграфические исследования свидетельствуют, что Нефть и газ формирование пласта Ач3 и более древних ачимовских комплексов происходило в условиях относительно низкого стояния уровня неокомского моря, а пластов Ач 2 и Ач1 — при высоком его стоянии. Поэтому на сейсмических разрезах пласту Ач3 и более древним отвечают протяженные, слабо наклоненные в западном направлении клиноформы, а пласту Ач1 — более крутые и амплитудные клиноформы (рис. 1).

Пласт БУ160, синхронный пласту Ач1, имеет баровый генезис и представлен серией субмеридиональных линз, которые отождествляются с барами открытого моря. Пласт БУ181, который является источником терригенного материала для ачимовского пласта Ач3, имеет покровное распространение и связан с фациями дельтовой равнины.

Область распространения пласта Ач3 имеет большую площадь по сравнению с более молодыми ачимовскими телами и протягивается с востока на запад на расстояние около 20 км. Пласт Ач1 распространен на меньшей площади и в широтном направлении отдельные ачимовские линзы (Ач11, Ач12, Ач13) протягиваются в направлении с востока на запад только на 5–7 км.

Результаты выполненных исследований позволили авторам сделать вывод о высокой степени унаследованности ачимовскими отложениями литолого-минералогических и структурных особенностей пород в прибрежных и мелководно-морских источниках питания терригенным материалом.

Литолого-минералогическая характеристика пород. Породы пласта Ач1 (интервал 3 470–3 525 м) представлены песчано-алевритовыми отложениями. По пласту было отобрано и исследовано 50 образцов. Обломочная часть песчано-алевритовых пород рассматриваемого интервала представлена зернами кварца (43–46 % от обломочной части), полевых шпатов (38–42 %) и обломками пород (12–19 %), среди которых преобладают метаморфические сланцы, состоящие главным образом из кварца (кварцсерицитовые, кварц-хлоритовые и т. п. сланцы, а также кварциты). Содержание калиевых полевых шпатов в составе пород-коллекторов не превышает 7–8 %. Встречаются интенсивно выщелоченные (с образованием пустот) зерна кислых плагиоклазов. Типичный облик песчаника пласта Ач1 показан на фотографии шлифа (рис. 2). Это песчаник мелкозернистый, алевритистый, сложенный остроугольными и полуокатанными обломками преимущественно кварца и полевых шпатов. Среди обломков полевых шпатов преобладают кислые плагиоклазы, зерен калиевых полевых шпатов гораздо меньше. Обломки пород представлены преимущественно разновидностями кварцитовых сланцев. Отмечаются также обломки слюд (см. рис. 2, квадранты А — 4–5, H-I — 6–12) и хлоритов (С – 15). Обломочные зерна подвергались растворению (выщелачиванию) и регенерации. В результате этих процессов происходило формирование дополнительной вторичной емкости (левая часть снимков). Глинистый цемент песчаников представлен в основном эпигенетическим пленочным хлоритом магнезиально-железистого состава (65–80 % от суммы глинистых минералов).

–  –  –

Нефть и газ Образование пленочного эпигенетического хлорита на обломках хорошо видно при исследовании образцов пород с применением растрового электронного микроскопа (РЭМ) (рис. 3).

Рис. 3. Фрагмент фотографии РЭМ.

Морфология ромбовидной открытой поры, окруженной остроугольными «лохматыми»

обломочными зернами, покрытыми пленочным эпигенетическим хлоритом (скв. 739 УКНГКМ, пласт Ач1, глубина отбора — 3 475,94 м) Второй по значимости (вкладу в сумму глинистых минералов) является гидрослюда, доля которой составляет 20–35 %. Смешанослойные образования (ССО) с небольшой долей набухающих слоев присутствуют в виде примеси (не более 5 % от суммы глинистых минералов). Суммарное содержание глинистого цемента в песчаниках составляет в среднем 8–15 %. Кроме глинистого в песчано-алевритовых породах Ач1 присутствует также поровый карбонатный цемент, в составе которого преобладает доломит. Пирит в рассматриваемых отложениях почти отсутствует.

В глинистых алевролитах и алевритистых глинах основными глинистыми минералами являются хлориты, но в них, в отличие от песчаников, присутствуют терригенные хлориты (около 55 % от суммы глинистых минералов) и гидрослюда (35 %). Каолинит полностью отсутствует, а доля ССО составляет примерно 10 % от суммы глинистых минералов.

Для изучения литолого-минералогического состава пород пласта Ач3 (интервал 3 470–3 525 м) было отобрано и исследовано различными методами более 100 образцов. Обломочная часть отложений, слагающих пласт Ач3, представлена породами, аналогичными породам пласта Ач1, а именно: обломками кварцевого и полевошпатового состава с небольшой примесью обломков метаморфических сланцев (кварцсерицитовые, кварц-хлоритовые сланцы, а также кварциты). Реже встречаются обломки изверженных пород.

Наблюдается слабое преобладание зерен кварца (37–44 %) над другими обломочными компонентами. Отмечается очень низкое содержание обломков калиевых полевых шпатов, концентрация которых в верхней части рассматриваемого интервала составляет всего около 3–5 %, вниз по разрезу их содержание уменьшается до нуля. Количество зерен альбита и кислых плагиоклазов составляет 30–37 %. Изредка встречаются интенсивно выщелоченные зерна кислых плагиоклазов, причем образовавшиеся в них пустоты прокрасились смолой, то есть сформировавшаяся в них вторичная пустотность является эффективной. Иногда образовавшиеся пустоты оказываются заполненными вторичным (эпигенетическим) каолинитом. Обломки пород (13–27 %), так же как и в пласте Ач1, представлены кварцевыми сланцами. Для интервала 3 546–3 580 м характерно присутствие углефицированного органического материала в рассеянной форме в виде углистого детрита и в концентрированном виде (углистые прослои).

В пласте Ач3 встречаются песчано-алевритовые породы, обогащенные карбонатным материалом, представленным доломитом и анкеритом, реже — сидеритом. Карбонатный цемент обычно сгустковый, контактный, поровый, до базального. Доломитанкеритовый состав имеет цемент, частично выполняющий отдельные поры даже в хорошо проницаемых обломочных породах. Для базального цемента, характерного для отдельных карбонатизированных прослоев, типична пойкилитовая структура. Сидерит присутствует в виде мелких стяжений (сгустков), часто деформированных окружающими зернами, что свидетельствует о раннедиагенетическом его происхождении. Эти стяжения имеют сложный состав. Кроме сидерита и, возможно, анкерита в них присутНефть и газ ствуют мелкие многочисленные чешуйки каолинита, а также тонкодисперсный растительный детрит.

В целом для пласта Ач3, особенно для прослоев, имеющих относительно высокие коллекторские свойства, характерна более значительная степень вторичных (катагенетически-гидротермальных) преобразований, чем для пласта Ач1, что выражено в интенсивном выщелачивании и регенерации кварца и полевых шпатов, новообразовании каолинита, доломита, альбита, хлорита и др. минералов.

Содержание глинистого цемента в обломочных породах изменяется от 3–5 % до 30–35 %, возрастая в слабопроницаемых и низкопористых разностях. Глинистый цемент представлен главным образом иллитом (25–55 % от суммы глин), каолинитом (20–35 %), хлоритом (15–25 %), и ССО (5–10 %). Типы глинистого цемента — контактовый, пленочный и поровый. Пример типичного песчаника пласта Ач3 представлен на фотографии шлифа (рис. 4).

а б Рис. 4. Фотография шлифа в обычном (а) и поляризованном свете (б) (скв. 739, глубина отбора 3 559,69 м, пласт Ач3) Это песчаник мелкозернистый, слабо карбонатный, сложенный остроугольными обломками преимущественно кварцевого и полевошпатового состава. Обломочные зерна кварца и кислых плагиоклазов подверглись растворению (выщелачиванию) и регенерации, в результате чего сформировались конформно-регенерационные типы контактов (правая часть снимков). Содержание глинистого цемента составляет 15–17 %. Основными глинистыми минералами являются гидрослюда (около 40 %), каолинит (около 35 % от суммы глин) и хлорит (примерно 25 %). Каолинит часто заполняет все поровое пространство, которое из-за этого прокрашивается очень слабо (см. рис. 4, квадранты В-С — 14–15). Участками встречается доломит-анкеритовый цемент контактно-порового типа (4–6 %). Исследования методом РЭМ (рис. 5) позволяют увидеть в центре поры новообразованные кристаллы альбита, в правом углу снимка — регенерированное обломочное зерно кварца, внизу слева — обломок альбита с хорошо выраженной плоскостью спайности.

–  –  –

Гранулометрический состав ачимовских отложений. Важной частью всех палеогеографических реконструкций является анализ гранулометрического состава пород, Нефть и газ так как особенности распределения частиц по размерам являются прямыми показателями динамики седиментационных процессов [2].

Был применен ситовой и гидравлический метод определения гранулометрических фракций. По результатам определения грансостава для каждого образца построены кривые распределения размера частиц породы, рассчитан коэффициент сортировки S0 по Траску, эксцесс Eх.

Пласт Ач1 представлен мелкозернистым алевритистым песчаником и песчаным крупнозернистым алевролитом. Для пород пласта Ач1 гистограммы отличаются крутовершинной и очень крутовершинной формой, что свидетельствует о хорошей сортировке обломочных зерен.

Пласт Ач3 представлен переслаиванием мелкозернистого песчаника и песчанистого крупнозернистого алеврита. Он характеризуется преобладанием мелкозернистой фракции (20–40 %) (рис. 6). Гистограммы шире и имеют более низкие вершины, чем кривые верхнего интервала, что указывает на более низкую степень сортировки обломочного материала.

Рис. 6. Распределение размеров зерен частиц пласта Ач1 и Ач3 скв. 739-Р УНГКМ

Расчет значений коэффициента сортировки по Траску (S0) позволяет количественно оценить различия в степени сортировки обломочного материала в рассматриваемых отложениях (рис. 7).

Пласт Ач1 характеризуется сравнительно высокой и однородной сортировкой песчаников со значениями S0 около 1,5, тогда как в пласте Ач3, наряду с хорошо отсортированными породами, встречаются разности со значениями S0, превышающими 3–5 и более.

Для песчано-алевритовых пород пласта Ач1 величина эксцесса преимущественно стабильна и изменяется от 2,4 до 4,8, среднее значение составляет около 2,77 (рис. 8).

Незначительные изменения относительно высокого коэффициента сортировки и положительные высокие значения эксцесса свидетельствуют о хорошей степени сортировки Нефть и газ и стабильной динамике среды седиментации, а также о том, что скорость переработки обломочного материала, превышала интенсивность его привноса.

Для пласта Ач3 характерны резкие колебания значений эксцесса (от 0,8 до 3,9) при среднем значении около 1,9 (см. рис. 8), что свидетельствует о резко изменчивой гидродинамике среды осадконакопления и более слабой сортировке обломочного материала.

Рис. 7. Изменение значений коэффициента Рис. 8. Изменение значений эксцесса сортировки по глубине по глубине Накопление ачимовских отложений, сложенных песчано-алевритовым материалом, происходило ниже базиса действия волн (глубины ачимовского бассейна оцениваются в диапазоне 300–500 м) путем перемещения обломков с мелководья в мутьевых (турбидитных) потоках. Механизм изменения осадков в процессе турбидитного мотогенеза изучен слабо. Хотя модели турбидитных потоков описаны многими исследователями, Д. Стоу отмечает, что «…увидеть их в природе никому не удавалось» [3]. Поэтому, несмотря на большое количество теоретических и экспериментальных работ, посвященных турбидитам, однозначные данные об изменении структуры песчаноалевритовых осадков мелководья вследствие транспортировки турбидитами отсутствуют. Ознакомление же с моделями глубоководных терригенных отложений [3] показывает, что в конкретных геологических условиях в глубоководную часть бассейна могут поступать переотложенные породы самого разнообразного состава — от крупных оползневых блоков с ненарушенными и частично нарушенными текстурами в виде глыб и валунов до тонкозернистых пород, включая пески, алевриты и глины. Отмечено также, что в условиях интенсивного поступления на шельф обломочного материала он может переотлагаться турбидитными потоками высокой плотности без существенного изменения сортировки и гранулометрического состава осадков [3].

Наличие береговых течений на глубинах 300–500 м, которые могли бы переносить и сортировать обломочный материал вдоль подножий шельфовых террас, довольно гипотетично и не подтверждено седиментологическими исследованиями современных глубоководных отложений. Так, по мнению Х. Рединга и др. [3], «нормальные» или почти постоянные донные течения представляют собой медленные потоки по существу «чистой» воды с низкой концентрацией переносимых наносов (не более 0,3 мг/л против 50–250 г/л в турбидитных течениях) и очень низкими скоростями седиментации (менее 1 см/тыс. лет против 5 м/млн лет и более в турбидитах). Поэтому связывать с Нефть и газ такими течениями возможность формирования песчаных пластов значительной мощности оснований нет.

Полученные нами данные свидетельствуют о высокой степени унаследованности ачимовскими отложениями структурных и литологических признаков мелководных отложений. Слагающие пласт Ач3 осадки — это, скорее всего, переотложенные отложения дельты, так как в них довольно много углефицированного детрита, сидерита, повышена концентрация каолинита, почти отсутствует пирит, они характеризуются сравнительно низкой сортировкой обломочного материала, резко изменчивой динамикой среды седиментации, что типично для аллювиальных и дельтовых отложений.

Однородное строение пласта Ач1, высокая и однородная степень сортировки обломочного материала свидетельствуют о том, что «материнскими» осадками для этих образований служили, скорее всего, прибрежно-морские баровые песчано-алевритовые отложения, что и соответствует баровому генезису одновозрастных с пластом Ач 1 шельфовых пластов группы БУ160. Кроме того, на основании высокой однородности отложений пласта Ач1 напрашивается вывод о том, что эти породы отложились одномоментно, например во время крупного шторма или другого катастрофического волнения (цунами), что привело к смыву осадков баров открытого моря и их захоронению в ачимовской толще. Огромную геологическую роль катастрофических природных явлений подчеркивал академик Д. В. Наливкин [4].

Источники обломочного материала, поставлявшегося во время накопления осадков Ач1 и Ач3, были разными, что доказывается различиями в соотношениях и содержании обломков различного минерального состава. Например, в пласте Ач3 калиевые полевые шпаты полностью отсутствуют в нижней его части и появляются в небольшом количестве в его верхней части. Среди обломков немного преобладает кварц. В верхнем пласте Ач1, напротив, содержание калиевого полевого шпата заметно выше, и преобладают полевошпатовые обломки, а не кварц. Ассоциация глинистых минералов пласта Ач3 характеризуется преобладанием гидрослюд и каолинита, что типично для континентальных отложений, а пласт Ач1 — преобладанием хлорита и гидрослюд, что более свойственно морским отложениям. Однако эти различия могут быть связаны не с палеогеографией источников сноса, а обусловлены стратиграфически, так как пласты Ач1 и Ач3 имеют разный возраст, отличающийся, по нашим расчетам, приблизительно на 3–4 млн лет.

Однозначно свидетельствует о наследовании ачимовскими отложениями генетических признаков осадков области питания гранулометрический состав обломочных пород. Высокая степень сортировки и однородность песчано-алевритовых пород Ач1 подтверждают их формирование за счет размыва баровых отложений пласта БУ160, а значительная неоднородность, худшая сортировка и присутствие углистого материала в породах Ач3 свидетельствуют об образовании за счет переотложения дельтовых и аллювиальных осадков пласта БУ181.

Принятие модели формирования ачимовских отложений путем переотложения шельфовых осадков без существенного изменения их структуры объясняет наличие в ачимовской толще прослоев с высокими коллекторскими свойствами, более характерными для шельфовых отложений.

При интерпретации данных гранулометрического анализа часто используют так называемые генетические диаграммы (диаграммы Л. Б. Рухина, Р. Пассега, Г. Ф. Рожкова, К. К. Гостинцева и др.), на которых по парным комбинациям различных гранулометрических параметров (Сmax, Md, So, As, Ex, энтропия и т. п.) выделяют области осадков разного генезиса (эоловые, пляжевые, баровые, течениевые, включая аллювиальные, турбидитовые и др.). При использовании таких диаграмм зачастую получают результаты, не укладывающиеся в общепринятые седиментационные модели.

Например, на основании того, что ряд образцов ачимовских песчаников на динамогенетической диаграмме Г. Ф. Рожкова лег в поле волновой проработки обломочного материала, авторы [5] предполагают мелководный генезис ачимовской толщи на некоторых изученных площадях, подкрепляя этот вывод палеобатиметрическими реконструкциями и анализом текстур. Как нам представляется, генетические диаграммы не учитывают эффект переотложения осадков и в случае захоронения их в менее активных гидродинамических условиях не могут служить основанием для определения генеНефть и газ зиса осадков. Это ограничение данного метода достаточно хорошо известно в литологии [6]. Если использовать, например, диаграмму эксцесс-асиммметриии К. К. Гостинцева (в отличие от известной диаграммы Г. Ф. Рожкова, в которой для определения коэффициентов используется расчет количества зерен во фракциях, она основана на общепринятых весовых процентах), то большинство проб ачимовских песчаноалевритовых пород по рассмотренной нами скв. 739 ложится в поля морских осадков с активным волновым воздействием.

Таким образом, выполненная авторами интерпретация минералогического и гранулометрического состава пород по скважине 739 УНГКМ подтверждает вывод о высокой степени унаследованности ачимовскими отложениями литолого-минералогических и структурных особенностей пород в источниках их питания терригенным материалом, в то же время глубоководный (турбидитовый) генезис ачимовских отложений не вызывает сомнений.

Список литературы

1. Нежданов А. А., Пономарев В. А., Туренков Н. А., Горбунов С. А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. – М.: Издательство Академии горных наук, 2000. – 247 с.

2. Вакуленко Л. Г., Предтеченская Е. А., Чернова Л. С. Опыт применения гранулометрического анализа для реконструкции условий формирования песчаников продуктивных пластов васюганского горизонта (Западная Сибирь) // Литосфера. – 2003. – № 3. – С. 99-108.

3. Рединг Х. (ред.) Обстановки осадконакопления и фации. – М.: Мир, 1990. – Т. 2 – 384 с.

4. Наливкин Д. В. Ураганы, бури и смерчи. – Л.: Недра, 1969. – 487 с.

5. Курчиков А. Р., Бородкин В. Н., Храмцова А. В. Условия формирования и атлас текстур пород ачимовского комплекса севера Западной Сибири. – Новосибирск: СО РАН, 2010. – 130 с.

6. Фролов В. Т. Литология. Кн. 2. Учеб. пособие. – М.: МГУ, 1993. – 432 с.

Сведения об авторах Information about the authors Нежданов Алексей Алексеевич, д. г.-м. н., замес- Nezhdanov A.

A., Doctor of Geology and Mineralogy, титель начальника по научной работе инженерно- deputy head for scientific work of the Engineering and Techтехнического центра ООО «Газпром геологоразведка», nical Center of LLC «Gasprom geologorazvedka», phone:

тел. 8(3452)540463 8(3452)540463 Паршуков Александр Владимирович, директор Parshukov A. V., Director of the Tyumen Research Тюменского научно-исследовательского центра ООО Center of LLC «TymenNIIgiprogas», phone: 8(3452)274182, «ТюменНИИгипрогаз», тел. 8(3452)274182, e-mail: Par- e-mail: ParshukovAV@tngg.ru shukovAV@tngg.ru

Могутова Екатерина Анатольевна, ведущий ин- Mogutova E. A., leading engineer of the Tyumen Reженер Тюменского научно-исследовательского центра search Center of LLC «TymenNIIgiprogas», phone:

ООО «ТюменНИИгипрогаз», тел. 8(3452)274182, e-mail: 8(3452)274182, e-mail: MogutovaEA@tngg.ru MogutovaEA@tngg.ru _______________________________________________________________________________

УДК 553.981.2

ОЦЕНКА РЕСУРСОВ ГАЗОГИДРАТОВ

НА ВОСТОЧНО-МЕССОЯХСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

ASSESSMENT OF GAS HYDRATE RESOURCES IN THE EAST-MESSOYAKHA FIELD

А. В. Поднебесных, Ю. В. Марьянович, С. В. Кузнецов, В. П. Овчинников A. V. Podnebesnykh, Yu. V. Maryanovich, S. V. Kuznetsov, V. P. Ovchinnikov ООО «Ойлтим НТЦ», г. Сочи, ООО «Газпромнефть НТЦ», г. Тюмень ЗапСибБурНИПИ, филиал ОАО «НПЦ «Недра», г. Тюмень Ключевые слова: газогидраты; геологические запасы; свободный газ; Западная Сибирь Key words: gas hydrates; geological reserves; free gas; West Siberia К 2030 году добычу газа на территории Российской Федерации планируется увеличить до 1 трлн кубометров в год. В первую очередь это связано с устойчивым увеличением потребления газа как внутри страны, так и за ее пределами. Несмотря на то, что Россия сегодня занимает первое место по запасам природного газа в мире — 49,541 трлн м3 (по данным на 31.12.2013 г.), основные разрабатываемые месторождения газа на территории Западной Сибири имеют высокий уровень выработанности запасов, который составляет от 48 до 80 %. В настоящее время с целью наращивания существующей ресурсной базы ведутся интенсивные разведочные работы в пределах уже изНефть и газ вестных месторождений, однако пока они не дали существенного прироста запасов. На этом фоне одним из возможных промышленных объектов восполнения ресурсной базы газовых месторождений могут выступать отложения, находящиеся в таких термобарических условиях, при которых вода и низкомолекулярные газы могут образовывать кристаллические соединения — газогидраты.

Природа газогидратов. Газогидраты — это кристаллические структуры, состоящие из молекул воды, пустоты в которых заполнены молекулами газа, которые стабильно могут существовать в диапазоне значений температуры 70–350 0К и давления 2 10-8 103 Мпа. Один объем воды может содержать до 160 объемов метана, приведенного к нормальным условиям [1]. Разложение кристаллов гидрата в замкнутом объеме сопровождается повышением давления. Морфология кристаллов гидратов, показанная на рис. 1, достаточно разнообразна и определяется составом газа, воды, давлением, температурой и динамикой процесса роста кристаллов [2].

Рис. 1.

Кристаллические формы газогидратов:

1, 2, 3 — пентадодекаэдры;

4, 5 — гексагональная структура кристаллов [2] Массивные кристаллы формируются за счет сорбции молекул газа и воды растущей, постоянно обновляющейся поверхностью кристалла [3]. В естественных условиях наибольшим распространением пользуется метаногидрат с общей формулой CH4 5,75 H2O, доля в котором достигает 86,5 %. Характер вхождения молекулы метана в кристаллический каркас гидрата показан на рис. 2 [4].

Существует два типа газогидратных залежей: первичные и вторичные. В первичных газогидратных залежах не происходило цикличных фазовых переходов гидрат — свободный газ — вода — гидрат, и они приурочены к акваториям морей и океанов.

Рис. 2.

Характер вхождения молекулы метана в кристаллический каркас структуры одного газогидрата [4] Большинство первичных залежей располагается в придонных осадках, характеризующихся высокой пористостью, низкой температурой и малой прочностью вмещающих пород.

Нефть и газ Часто первичный тип залежей не имеет литологических покрышек, так как гидрат в осадках выполняет роль цемента. Вторичные газогидратные залежи чаще располагаются на материках и в ходе геологического времени при изменении температуры неоднократно переживали цикличные фазовые переходы с образованием залежей газовых гидратов и свободного газа [5]. На рис. 3 определены зоны образования гидратов для условий материка и акваторий.

Рис. 3. Зоны формирования залежей газогидратов в материковых и морских условиях [5]

Согласно исследованиям ряда авторов [6, 7, 8], образование скоплений газогидратов связывается с переносом подвижного углеводорода через земную поверхность метеогенными водами при климатическом круговороте [9]. Ведущую роль в восстановлении углерода под земной поверхностью и образовании из него метана и его высокомолекулярных гомологов играют поликонденсационные реакции синтеза углеводородов из окисленных форм углерода, воды и водорода [10]. Эти реакции приводят к образованию алканов, которые выступают основными компонентами подземных газов и флюидов. Смешиваясь с другими углеводородами, возникающими при разложении биогенного вещества и за счет деятельности микроорганизмов, они выделяются в отдельную фазу, формирующую собственные скопления [11].

Геологическая позиция залежей газогидратов на Восточно-Мессояхском месторождении. Наличие углеводородов в надсеноманских отложениях на севере ЗападноСибирской плиты доказано многочисленными газопроявлениями в процессе бурения.

Залежи газа в описываемых породах установлены не только по косвенным признакам, но и по результатам испытаний на ряде месторождений описываемой области [12, 13].

Мессояхское — первое и пока единственное газовое месторождение в России, где имеется опыт промышленной добычи газа из газовых гидратов, приурочено к сеноманским отложениям. Кроме этого, на территории Западной Сибири выделяется еще один продуктивный горизонт, залегающий выше сеноманских отложений и характеризующийся более благоприятными термобарическими условиями для гидратообразования.

Это газсалинская пачка кузнецовской свиты, в которой газовые залежи выявлены на Заполярной, Южно-Русской, Харампурской, Фестивальной, Ново-Часельской и Восточно-Мессояхской площадях [12, 13]. Газсалинская пачка представлена песками, глауконитовыми алевролитами с прослоями серых глин. Мощность пачки изменяется от 10 м на Западно-Мессояхском до 115 м на Маломессояхском поднятиях.

На Восточно-Мессояхском месторождении на основе анализа данных ГИС выделен еще один перспективный объект гидратообразования — березовская свита. Она залегает непосредственно над газсалинской пачкой и разделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена опоками, темно-серыми глинами с прослоями песчаников и алевроНефть и газ литов. В кровле обособляется регионально прослеживающийся пласт темно-серых, плотных кремнистых пород — органогенных силицитов толщиной 25 м. Он является надежным сейсмоотражающим горизонтом. Верхняя подсвита сложена серыми глинами с редкими прослоями опоковидных глин и опок, в которых встречаются пиритизированные остатки водорослей и зерна мелкокристаллического пирита. Толщина отложений березовской свиты на Восточно-Мессояхском месторождении достигает 520 м.

Петрофизические признаки природных скоплений газогидратов на ВосточноМессояхском месторождении. При проведении геофизического сопровождения строительства поисково-оценочных и разведочных скважин на Восточно-Мессояхском месторождении отложения березовской свиты характеризуются следующими особенностями:

по слабовыраженной амплитуде ПС, отсутствию радиального градиента удельного электрического сопротивления, номинальному диаметру скважины по показаниям каверномера можно говорить о том, что описываемая часть разреза слабопроницаема;

четко выраженная положительная аномалия данных нейтронного каротажа, уменьшение объемной плотности пород, увеличение удельного электрического сопротивления, возрастание скорости распространения акустической волны, суммарное водородосодержание на уровне 12–13 % указывают на то, что в коллекторах присутствует газ.

По данным Ю. Ф. Макогона [5], природные скопления газовых гидратов обладают такими свойствами, как высокая акустическая проводимость в сочетании с высоким коэффициентом затухания акустического сигнала, высокое сопротивление, пониженная плотность, низкая теплопроводность, низкая проницаемость для газа и воды. Все это позволяет нам полагать, что в отложениях березовской свиты имеются скопления газогидратов. Результаты сопоставления петрофизических характеристик по данным каротажа месторождений, где доказаны скопления природных газовых гидратов (Медвежье, Южно-Русское, Мессояхское), с Восточно-Мессояхским месторождением и вмещающими породами без признаков наличия газовых гидратов приведены в таблице.

Результаты сопоставление петрофизических характеристик по данным каротажа

–  –  –

Оценка ресурсов газогидратов на Восточно-Мессояхском месторождении. Подсчет запасов метана вычислялся из объема газогидратов, содержащихся в породахколлекторах березовской свиты по методике В. А. Голубева [14]. Количество метана, содержащегося в породах-коллекторах березовской свиты, определяется по формуле A = V * *, (1) где V — объем газогидратов, м3; — коэффициент открытой пористости, д. е.;

— содержание газогидратов в порах, %.

Нефть и газ Объем газонасыщенных пород рассчитывался в программном комплексе Irap RMS по следующей схеме: по данным отбивок в скважинах и отражающему горизонту, соответствующему подошве березовской свиты, строился трехмерный грид с размером ячеек 100 100 м; моделирование литологических особенностей выполнено по данным интерпретации материалов ГИС с вертикальным шагом 0,2 м, при осреднении построенного куба была получена средняя продуктивная толщина залежи газогидратов. Приняв среднее значение пористости 38 % и среднее содержание газогидратов в порах 20 %, было вычислено количество метана, которое составило 8,2 млн м 3. Эта цифра составляет около 8 % от всего объема запасов свободного газа на ВосточноМессояхском месторождении.



Pages:   || 2 | 3 | 4 |



Похожие работы:

«Приложение №14 К учетной политике на 2015г. Положение о служебных командировках работников и поездках обучающихся в МГИМО (У) МИД России 1. Общие положения. 1.1. Настоящее Положение определяет особенности в МГИМО(У) МИД России пор...»

«Международные стандарты и Рекомендуемая практика Приложение 10 к Конвенции о международной гражданской авиации Авиационная электросвязь Том III Системы связи (Часть I. Системы...»

«МЕЖДУНАРОДНЫЙ ВАЛЮТНЫЙ ФОНД ДЕПАРТАМЕНТ ВНЕШНИХ Информационное сообщение для общественности СВЯЗЕЙ Информационное сообщение Международный Валютный Фонд для общественности (PIN) № 09/91 США, Вашингтон, округ Колумбия ДЛЯ НЕМЕДЛЕННОГО ВЫПУСКА С.-З., 19-ая ул., 700, 20431 28 июля 2009 Исполнительный совет...»

«ВЫПУСК №24 Молодость всегда гениальна своим бесстрашием и неукротимым Октябрь 2015 стремлением к подвигу. Гамзат Гамзатов Гамзат Гамзато Гамзат амзато мз ат Независимое печатное периодическое издание Гуманитарной гимназии им. М.Г. Гамзатова 120 ЛЕТ СО ДНЯ РОЖДЕНИЯ В этом номере: СЕРГЕЯ ЕСЕНИНА Музыка – моя жиз...»

«Котел опалювальний водогрійний UA.2.025.07515-13 твердопаливний UA. TR. 012-14 Котел опалювальний водогрійний твердопаливний Керівництво з експлуатації серії Biotherm ШАНОВНИ...»

«ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ НАВИГАЦИОННО-ГИДРОГРАФИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ НАВИГАЦИЯ И ГИДРОГРАФИЯ Издается с 1995 года МИНИСТЕРСТВО ОБОРОНЫ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Санкт-Пе...»

«ЕЖЕКВАРТАЛЬНЫЙ ОТЧЕТ Открытое акционерное общество Лубянка-Девелопмент Код эмитента: 01502-А за 4 квартал 2009 г. Место нахождения эмитента: 109012 Россия, Москва, Театральный проезд 5 Информация, содержащаяся...»

«Ця публікація була створена з допомогою Європейського Союзу. За зміст цієї публікації несуть відповідальність Громадська організація "ДІКСІ ГРУП", а також Громадянська мережа "ОПОРА", Всеукраїнська громадська організація "Енергетична Асоціація України", Ресурсно-аналітичний центр "Сусп...»

«Список резидентов АО "ОЭЗ ТВТ "Томск" IT и электроника 1. Компания: ЗАО "Элекард Девайсез" Название проекта: Разработка, производство и реализация программного обеспечения и оборудования для цифров...»

«35/01 Президент Всероссийского УТВЕРЖДЕНЫ Союза Страховщиков 30 декабря 2005 года _п/пА.П. Коваль "10" января 2006 г. Согласовано с Федеральной службой страхового надзора (письмо от 02.11.2005...»

«Обзор практики арбитражных судов московского региона по применению Федерального закона " Об акционерных обществах"1. Недействительность договора о создании акционерного общества не является основанием для применения последствий его недействительности в виде признания незаконным выпуска акций общества. Государственное пред...»

«РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ПАСПОРТ КУЛЬТИВАТОР БЕНЗИНОВЫЙ МТЕ 250F BS 5.0, МTЕ 250F OHV 6.0 РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ Уважаемый покупатель! Благодарим Вас за покупку культиватора Aiken. Назначение. Перед началом использования культиватора внимательно прочитай...»

«10 лучших способов трафика 1 10 лучших способов трафика Прежде, чем начинать привлекать трафик на вашу подписную важно понять – Кто ваш целевой подписчик/клиент? Разобрав портрет вашей целевой аудитории вам с...»

«Классификащя хозяйственныхъ средствъ. Хозяйственный средства чрезвычайно разнообразны. Они допукаютъ ту или другую классификацш, въ зависимости отъ того или ругого основана. Основашемъ можетъ служить: 1) сущность средствъ, ) ихъ назначеше, 3) принадлежность, 4) большая или меньшая ле...»

«ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ от 2 октября 2014 г. № 1015 МОСКВА Об утверждении Правил подсчета и подтверждения страхового стажа для установления страховых пенсий В соответствии с частью 4 статьи 14 Федер...»

«Вайц Сергей Владимирович канд. мед. наук, старший преподаватель Даурова Фатима Юрьевна д-р мед. наук, профессор, заведующая кафедрой Вайц Татьяна Владимировна аспирант ФГАОУ ВО "Российский университет дружбы народов" г. Москва СОВРЕМЕННЫЕ ПОДХОДЫ К ВОССТАНОВЛЕНИЮ КОРОНКОВОЙ ЧАСТИ ЗУБОВ С ПОМОЩЬЮ КОМПЬЮТЕРНО...»

«ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА Настоящий учебный план и программа разработана в АНО ДПО "Аудит безопасности" и предназначена для проведения занятий по программе "Основы оказания первой доврачебной помощи при чрезвычайных ситуациях" с работниками, любых категорий в организаци...»

«ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 4 Часть 1. Построение диаграммы потоков данных С помощью этой лабораторной работы Вы сможете: освоить назначение и принципы построения DFD диаграммы потоков данных; • научиться устанавливать внутренние ссылки; • научиться производить детализацию диаграммы DFD. • Теоретические сведения Диаграммы DFD Диа...»

«Программа Проект-Сфера управление портфелями и проектами ("ПРОЕКТ-СФЕРА") РУКОВОДСТВО ПО АДМИНИСТРИРОВАНИЮ СИСТЕМЫ Руководство по администрированию системы "ПРОЕКТ-СФЕРА" Подписной лист Руководство по администрированию системы "ПРОЕКТ-СФЕРА" СОДЕРЖАНИЕ Термины и определения Обозначени...»

«Методология. СВОБОДА ВЫБОРА И ПРОЦЕДУРНАЯ РАЦИОНАЛЬНОСТЬ Автор: О. САВЕЛЬЗОН Расширение и углубление представлений о феномене свободы (в социальном значении термина) ставят задачу их систематизации и фо...»

«FireCat – программный комплекс для расчета индивидуального пожарного риска www.pyrosim.ru +7 (343) 319-12-62 Работа в программном комплексе FireCat для расчета индивидуального пожарного риска Пример "Двухэтажное кафе" 15 октября...»

«ПОЛОЖЕНИЕ О ПРОВЕДЕНИИ ОБЩЕРОССИЙСКОЙ АКЦИИ "БЕССМЕРТНЫЙ ПОЛК" В ГОРОДЕ УЛЬЯНОВСК И МУНИЦИПАЛЬНЫХ РАЙОНАХ УЛЬЯНОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ПОСВЯЩЕННОЙ 70-Й ГОДОВЩИНЕ ПОБЕДЫ В ВЕЛИКОЙ ОТЕЧЕС...»

«Страховое открытое акционерное общество "ВСК" ИНН 7710026574, ОГРН 1027700186062 ул. Островная, 4, г. Москва, 121552 тел.: +7 (495) 727 4444, info@vsk.ru ПРАВИЛА № 36/2 СТРАХОВАНИЯ ГРАЖДАНСКОЙ ОТВЕТСТ...»

«Внесены в Государственный ГАЗОСИГНАЛИЗАТОРЫ ГСМ реестр средств измерений Регастрационный № /0$€%05' Взамен № Выпускаются по ТУ 4215-410-20885897-2006 Назначение и область применения Газосигнализаторы ГСМ предназначены для непрерывного контроля довзрывоопасных концентрац...»








 
2017 www.book.lib-i.ru - «Бесплатная электронная библиотека - электронные ресурсы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.