Рубрика #Геология_нефти_и_газа
Геология
КЛЮЧЕВЫЕ ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА РАЗНЫХ МАСШТАБАХ ИССЛЕДОВАНИЯ
На сегодняшний день Западная Сибирь остается основным нефтегазодобывающим бассейном России. При этом в регионе замечен значительный дефицит базы потенциально перспективных запасов и ресурсов, приуроченных к традиционным этажам нефтегазоносности, а «структурный голод» уже сейчас заставляет вести активный поиск и разведку неантиклинальных ловушек. В данных условиях особенно актуальным становится изучение ачимовской толщи, способной в ближайшей перспективе поддерживать добычу на высоком уровне. Необходима интеграция накопленных знаний и выделение ключевых неопределенностей и закономерностей АТ на разных масштабах исследования, которые позволит сформировать комплексную программу изучения и максимально рентабельного освоения АТ в периметре Компании.
Ачимовские пласты представляют собой песчано-глинистые отложения глубоководного генезиса, приуроченные к фондоформенной части клиноциклита неокомского возраста 1. Несмотря на то, что история изучения геологии ачимовской толщи насчитывает несколько десятков лет, объем выработки запасов этих отложений не достигает даже 10 %, а число лицензионных объектов, на которых ачимовские пласты введены в промышленную разработку, составляет единицы. Это связано со сложным геологическим строением пластов, вертикальной и латеральной неоднородностью, низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и высоким коэффициентом водонасыщенности.
Ачимовская толща занимает важное место в стратегии развития ресурсной базы компании «Газпром нефть», так как обладает огромным ресурсным потенциалом.
Ввиду сложного геологического строения и специфических особенностей разработки ачимовскую толщу целесообразно выделить в отдельный объект изучения. С целью аккумуляции знаний и опыта работы, структурирования актуальных проблем, развития новых технологий, а также тиражирования наиболее эффективных решений в компании сформирован единый центр компетенций по работе с ачимовской толщей.
В данной статье приведена систематизация геологических и технологических вопросов, касающихся опоискования, изучения и вовлечения в разработку ачимовских отложений.
РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ АНАЛИЗ
Впервые отложения нижнего мела были охарактеризованы и выделены в ачимовскую пачку в разрезе юго-восточных районов Западно-Сибирской провинции Ф.Г. Гурари.
Значительно позднее А.Л. Наумовым были сформулированы выводы о клиноформной модели неокома Западной Сибири, ставшие впоследствии доминирующими среди геологов. Сегодня клиноформное строение неокома и выделение отложений ачимовской толщи в условно отдельный стратиграфический интервал не вызывают многочисленных дискуссий. Доказанными считаются пологомоноклинальное залегание ачимовской толщи по отношению к глинам баженовской свиты и наличие в них двух зон глинизации: восточной, обусловленной фациальным переходом в алевро-глинистые породы клинотемы; западной, связанной с дистальным выклиниванием песчаных пластов в удаленной от источника терригенного материала области осадконакопления.
По результатам многочисленных палеонтологических и специальных исследований керна с высокой степенью уверенности установлено, что время формирования ачимовской толщи соответствует стратиграфическому диапазону от берриаса на востоке до нижнего готерива на западе. Данный временнной интервал характеризуется преобладанием в неокомском палеобассейне Западной Сибири глубоководных обстановок осадконакопления 2.
РЕГИОНАЛЬНЫЙ МАСШТАБ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЕЙ
Согласно литологическим, палеогеографическим критериям и морфологическим особенностям сейсмических отражений клиноформенные отложения в региональном плане можно разделить на три части восточную (мелководную), центральную (более глубоководную) и западную (клиноформы восточного падения) 3.
Для восточной зоны ачимовской толщи характерны следующие особенности строения клиноформ:
небольшие толщины и незначительные вертикальные амплитуды клиноформ (∆t = 80–90 мс), что свидетельствуют об относительной мелководности бассейна;
нечеткое разделение разреза на унда-, клинои фондоформную части, затрудняющее определение литолого-фациальной зональности;
нерезкий переход от шельфовых песчаников к глинистым отложениям склона, далее к ачимовским песчано-алевритовым образованиям;
отсутствие на сейсмических разрезах выраженных сигмовидных отражений (моноклинальные сейсмофации);
повышенная песчанистость осадочной толщи — незначительная доля глинистых пачек, не выдержанных по площади и образующих экраны только на локальных участках.
Разведанные запасы и ожидаемый потенциал восточной зоны относительно невелики 2.
Для центральной зоны по сравнению с восточной характерны следующие литологофациальные особенности разреза ачимовской толщи:
- выделенные в пределах зоны клиноформы практически везде взаимно перекрывают друг друга;
- более четко выражена сигмовидная форма отражений, увеличивающаяся в западном направлении;
- обилие текстур, типичных для турбидитных образований, зон трещиноватости, преобладание комбинированного трещиннопорового типа коллекторов;
- увеличение в западном направлении крутизны глинисто-алевритовых склонов, вертикальных амплитуд клиноформ (∆t = 280–310 мс), что свидетельствует о возрастании глубин седиментационного бассейна;
- удовлетворительное (на востоке) и четкое (в центре и на западе) деление комплексов на унда-, клинои фондоформную части.
Благодаря гидродинамической изолированности резервуаров, наличию выдержанных покрышек и коллекторов, многочисленным вариантам литологического экранирования песчаных пластов центральная зона неокомских клиноформ наиболее перспективна с точки зрения нефтегазоносности, а также насчитывает большое число открытых залежей углеводородов.
В западной части бассейна распространены клиноформы восточного падения, преимущественно готерив-барремского возраста, характеризующиеся следующими особенностями:
- дугообразное строение без развитой шельфовой части, что свидетельствует об отсутствии песчаного материала в составе рассматриваемых комплексов;
- практически полное отсутствие песчаников, преобладание глин с маломощными прослоями алевролитов.
- В пределах западной части залежей углеводородов не выявлено и перспективы нефтегазоносности неокома оцениваются крайне низко 3.
В региональном плане выделяется еще одно направление изменения закономерностей – с юга на север. Основной причиной этого является увеличение толщины ачимовских отложений в северном направлении, что связано с относительным прогибанием Западно-Сибирского бассейна и интенсивным привносом песчаного материала. Уникальность с точки зрения нефтегазонасыщенности северной части Западной Сибири характеризуется не столько значительным накоплением песчаных тел, сколько специфичностью геотектоничекского развития рассматриваемой территории плиты. Влияние эндогенных факторов, обусловленных рифтогенезом, определило масштабность процессов нафтогенеза и практически полное углеводородное насыщение линзовидных, гидродинамически изолированных резервуаров, залегающих в нижней части разреза неокома. Такие процессы сопровождались формированием зоны аномально высокого пластового давления (АВПД). Таким образом, территории ЯНАО и Карского моря являются аномальной флюидодинамической системой, а также поясами нефтегазонакопления с низкими ФЕС резервуаров и значительным углеводородным потенциалом. Залежи – литологические, с достоверно не установленными флюидными контактами и отсутствием гипсометрического контроля нефтегазоносности.
ХМАО и юг Тюменской области – зоны гидростатических давлений с наличием пластовых сводовых нефтяных залежей с элементами литологического и тектонического экранирования.
Существующая региональная модель зонирования ачимовской толщи нуждается в адаптации к имеющейся геолого-геофизической информации. Уточнение областей распространения описанных выше частей клиноформного районирования на территории деятельности компании позволит скорректировать региональное представление об условиях, объеме и составе пород, слагающих ачимовскую толщу не только в пределах границ лицензионных участков, но и потенциально перспективного нераспределенного фонда.
По мере изменения представлений о строении ачимовских пластов менялась и индексация. И.И. Нестеровым был предложен индекс Ач, который был принят для индексации пластов на государственном балансе запасов углеводородов. При этом на каждом месторождении в зависимости от числа выделяемых в разрезе пластов и связанных с ними залежей углеводородов применялась своя нумерация. В результате возникли определенные трудности: пласты с одинаковым индексом на близлежащих месторождениях соответствуют различным стратиграфическим уровням; пласты с различными индексами на государственном балансе контролируют единые залежи; при проведении геолого-разведочных работ появляются новые пласты, для которых индексация неопределенна 4.
С точки зрения авторов, наиболее приемлемой является индексация ачимовской толщи, учитывающая взаимоотношения между осадками ундатемы, клинотемы и фондотемы, образующими единый трансгрессивно-регрессивный седиментационный циклит. Особую актуальность приобретают комплексный анализ строения ачимовских и синхронных им шельфовых осадков и установление связей между ними.
В качестве примера подобной индексации на рис. 2 приведен разрез неокомского комплекса северного Приобья.
Проблема индексации является одной из первоочередных задач. Решение подобных вопросов имеет не только фундаментальное, но и конкретное прикладное значение при прогнозировании новых нефтегазоносных зон, зон улучшенных коллекторов, ловушек углеводородов, а также при выборе аналогов.
Следующей неопределенностью является фазовая зональность. В связи с недостатком геохимических данных и весьма сложным распределением параметров нефтегазоносности в разрезе существует несколько гипотез о формировании залежей в ачимовской толще . По одной из них формирование залежей могло происходить за счет вертикальной миграции углеводородов из нижележащих верхнеи среднеюрских отложений, по другой – за счет собственного генерационно-аккумуляционного потенциала.
Анализ распределения залежей показывает, что преимущественная нефтеносность характерна для южных районов, смешанным характером нефтегазоносности отличаются северные и центральные районы Западной Сибири. Вместе с тем наличие нефтяных залежей на глубине 4 км требует объяснения их формирования. Согласно исследованиям Д.А. Соина и В.А. Скоробогатова уровень катагенеза пород ачимовской толщи практически полностью находится в интервале градаций МК1 – МК3, что соответствует «нефтяному окну» 5. Вследствие высокой глинистости и весьма ограниченного распространения песчаных прослоев процессы эмиграции углеводородов из ачимовской толщи были незначительны. Процессы вторичной миграции также были ограничены внутрирезервуарным пространством отдельных линз-горизонтов без масштабных межрезервуарных перетоков углеводородов по латерали.
Другой актуальной проблемой остается изучение влияния разломной тектоники в новейшее время (неоген) на нефтеносность и сохранность залежей. Несмотря на установленные или прогнозируемые на многих месторождениях Западной Сибири разноамплитудные разломы, определить их влияние на переформирование залежей в вышележащие горизонты с большой долей уверенности можно лишь на некоторых месторождениях.
ОБЪЕКТНЫЙ МАСШТАБ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЕЙ
Сложность и слабая прогнозируемость процессов формирования коллекторов ачимовских отложений, связанная с глубоководными условиями, гравитационными механизмами и прерывистостью накопления, обусловлены их сложным геологическим строением.
Одной из главных неопределенностей, характеризующих сложность строения ачимовской толщи, является распространение коллектора по площади и разрезу. Отложениям свойственна низкая вертикальная и латеральная связность коллектора, зависящая от фациальной принадлежности (дистальная/ проксимальная часть конуса выноса, вершина конуса, подводящий канал). Существуют также проблемы выделения границ глинизации, которые носят в бóльшей степени технический характер. Очевидно, что корректный прогноз распространения коллекторов ачимовской толщи возможен только на основе совместного анализа данных сейсморазведки 3D и промыслово-геофизической информации. Однако даже при наличии данных сейсморазведки ситуацию часто усложняют отсутствие единого сшитого массива, не позволяющее количественно оценить распространение коллектора, а также небольшая толщина дистальной части конусов выноса, значительно ниже разрешающей способности приборов.
В петрофизике сложности вызывает выбор методик определения ФЕС горных пород в интервале ачимовских отложений, поскольку в настоящее время отсутствует понимание оптимального комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) и изучения керна. Тонкая слоистость ачимовских отложений усложняет дифференциацию коллекторов нефти и газа, а также вынуждает использовать современные методы ГИС с высокой вертикальной разрешающей способностью. Значительная анизотропия ФЕС пород вносит погрешность в петрофизические модели таких параметров, как пористость, проницаемость, водонасыщенность, а линзовидное строение залежи и гидродинамическая несвязанность прослоев затрудняет применение капиллярных моделей, основанных на определении профиля водонасыщенности в зависимости от высоты над зеркалом чистой воды.
Помимо качества и распространения коллектора, говоря о неопределенностях, должное внимание на объектном уровне следует уделить насыщенности ачимовской толщи. Результаты анализа применяемых методов опробования и разработки отложений изучаемого комплекса свидетельствуют о практически повсеместном смешанном притоке углеводородов и воды в различном соотношении. Отмеченное в сочетании с данными изучения керна свидетельствует о недонасыщенности коллекторов ачимовской толщи углеводородами (отсутствует водонасыщенность ниже критической Кв*) на большей части Западно-Сибирского бассейна. В результате для залежей изучаемого интервала нехарактерно наличие чисто нефтяных зон (ЧНЗ), а добываемая продукция характеризуется высокой обводненностью.
Открытым остается вопрос об уровне водонефтяного контакта (ВНК) на открытых месторождениях: для ачимовской толщи свойственно локальное изменение ФЕС, уровень ВНК в пределах одного месторождения может значительно изменяться; наличие маломощных гидродинамически несвязанных линз значительно осложняет понимание и оценку характера притока; определение ВНК по ГИС затруднено, слоистая и дисперсная глинистость приводят к занижению сопротивления породы и, как следствие, неверному определению коэффициента нефтенасыщенности.
Помимо геологических неопределенностей, должное внимание на объектном уровне следует уделить разработке ачимовских отложений. Наиболее распространенными проблемами являются высокая начальная обводненность, значительный темп падения давления и неэффективность системы поддержания пластового давления (ППД).
Начальная обводненность на активах компании изменяется от 20 до 90 (среднее значение составляет 60-70). Основными причинами возникновения данного явления являются:
- наличие изолированных водонасыщенных прослоев в разрезе ачимовских отложений;
- распространение трещин
Рис. 1. Индексация пластов клиноформных резервуаров 3:
клиноциклиты: Бс – быстринский; Пб – приобский; Пм – пимский; Пр – правдинский; Ср – сармановский; Чс – чеускинский; Пк – покачевский; Ас – асомкинский; Ур – урьевский; См – самотлорский; Тг – тагринский; Бх – бахиловский; Ке – коликъеганский; Пз – приозерный;
Сб – сабунский; 1 – прибрежно-континентальные отложения; 2 – песчано-алевритовые морские отложения; 3 – углеродисто-кремнистые аргиллиты баженовской свиты; границы: 4 – нексоциклитов; 5 – субрегиональных клиноциклитов
