Помощь студентам в учебе
УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ГЕОМЕТРИЗАЦИЯ КЕЛЛОВЕЙ-ВОЛЖСКИХ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ЛУГИНЕЦКОЙ ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ (ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ)
|
ВВЕДЕНИЕ 4
Глава 1. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ 16
1.1. Системный литолого-генетический анализ 19
1.2. Электрометрический анализ 22
1.3. Фациально-генетический анализ 26
1.4. Ихнологический анализ 39
1.5. Анализ цикличности 40
1.6. Анализ петрофизических параметров пород-коллекторов 42
Глава 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА ИССЛЕДОВАНИЙ 43
2.1. Краткий обзор геолого-геофизической изученности района 46
2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 56
2.3. Особенности тектонического строения 68
2.4. Нефтегазоносность 79
Глава 3. ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КЕЛЛОВЕЙ-ВОЛЖСКИХ
ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ 88
3.1. Особенности корреляции отложений 89
3.2. Типы разрезов 103
3.2.1. Подугольная толща (циклиты Ю14, Ю13 н) 109
О 'Л 'Л ТТ_ _ _ _ _ / TZ~ 3 _ TZ~ 2 ТГ 1 1 1 S'
3.2.2. Надугольная толща (циклиты Ю1 в, Ю1 , Ю1 ) 116
3.3. Литолого-петрографическая характеристика 118
3.3.1. Нижневасюганская подсвита 120
3.3.2. Верхневасюганская подсвита 123
3.3.3. Барабинская пачка 161
3.3.4. Баженовская свита 163
3.5. Основные выводы по главе 170
Глава 4. ЛИТОЛОГО-ГЕНЕТИЧЕСКИЕ ТИПЫ И ФАЦИИ ПОЗДНЕЮР
СКИХ ОБСТАНОВОК (СОВМЕСТНО С КЕЛЛОВЕЕМ) СЕДИМЕНТАЦИИ 171
4.1. Келловейский век 173
4.1.1. Литолого-генетические типы и фации раннего келловея 174
4.1.2. Литолого-генетические типы и фации позднего келловея 183
4.2. Оксфордский век 191
4.2.1. Литолого-генетические типы и фации раннего оксфорда 192
4.2.2. Литолого-генетические типы и фации среднего оксфорда 196
4.2.3. Литолого-генетические типы и фации позднего оксфорда 207
4.3. Кимериджский век 209
4.3.1. Литолого-генетические типы и фации кимериджа 209
4.4. Волжский век 213
4.4.1. Литолого-генетические типы и фации волжского века 214
4.5. Основные выводы по главе 216
Глава 5. ЛИТОЛОГО-ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ РЕЗЕРВУАРОВ И ЕЕ ВЛИЯНИЕ НА РАЗРАБОТКУ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 219
5.1. Статистические параметры пластов-коллекторов 220
5.1.1. Подугольная толща 223
5.1.2. Надугольная толща 238
5.2. Закономерности пространственного изменения фильтрационно-емкостных параметров (свойств) 248
5.3. Основные выводы по главе 250
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 253
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 257
Глава 1. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ 16
1.1. Системный литолого-генетический анализ 19
1.2. Электрометрический анализ 22
1.3. Фациально-генетический анализ 26
1.4. Ихнологический анализ 39
1.5. Анализ цикличности 40
1.6. Анализ петрофизических параметров пород-коллекторов 42
Глава 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА ИССЛЕДОВАНИЙ 43
2.1. Краткий обзор геолого-геофизической изученности района 46
2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 56
2.3. Особенности тектонического строения 68
2.4. Нефтегазоносность 79
Глава 3. ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КЕЛЛОВЕЙ-ВОЛЖСКИХ
ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ 88
3.1. Особенности корреляции отложений 89
3.2. Типы разрезов 103
3.2.1. Подугольная толща (циклиты Ю14, Ю13 н) 109
О 'Л 'Л ТТ_ _ _ _ _ / TZ~ 3 _ TZ~ 2 ТГ 1 1 1 S'
3.2.2. Надугольная толща (циклиты Ю1 в, Ю1 , Ю1 ) 116
3.3. Литолого-петрографическая характеристика 118
3.3.1. Нижневасюганская подсвита 120
3.3.2. Верхневасюганская подсвита 123
3.3.3. Барабинская пачка 161
3.3.4. Баженовская свита 163
3.5. Основные выводы по главе 170
Глава 4. ЛИТОЛОГО-ГЕНЕТИЧЕСКИЕ ТИПЫ И ФАЦИИ ПОЗДНЕЮР
СКИХ ОБСТАНОВОК (СОВМЕСТНО С КЕЛЛОВЕЕМ) СЕДИМЕНТАЦИИ 171
4.1. Келловейский век 173
4.1.1. Литолого-генетические типы и фации раннего келловея 174
4.1.2. Литолого-генетические типы и фации позднего келловея 183
4.2. Оксфордский век 191
4.2.1. Литолого-генетические типы и фации раннего оксфорда 192
4.2.2. Литолого-генетические типы и фации среднего оксфорда 196
4.2.3. Литолого-генетические типы и фации позднего оксфорда 207
4.3. Кимериджский век 209
4.3.1. Литолого-генетические типы и фации кимериджа 209
4.4. Волжский век 213
4.4.1. Литолого-генетические типы и фации волжского века 214
4.5. Основные выводы по главе 216
Глава 5. ЛИТОЛОГО-ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ РЕЗЕРВУАРОВ И ЕЕ ВЛИЯНИЕ НА РАЗРАБОТКУ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 219
5.1. Статистические параметры пластов-коллекторов 220
5.1.1. Подугольная толща 223
5.1.2. Надугольная толща 238
5.2. Закономерности пространственного изменения фильтрационно-емкостных параметров (свойств) 248
5.3. Основные выводы по главе 250
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 253
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 257
Объектом исследования является келловей-оксфордская продуктивная толща горизонта Ю-I Лугинецкой зоны нефтегазонакопления (Лугинецкое, За- падно-Лугинецкое, Северо-Лугинецкое и Нижне-Лугинецкое месторождения), развитая в пределах северо-западной части Пудинского мегавала (юго-восток Западной Сибири, территория центральной части Томской области), на предмет восстановления условий формирования, выявления особенностей геологического строения и прогноза зон развития пластов-коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами.
Актуальность проблемы. В настоящее время наиболее актуальной и сложной проблемой развития нефтегазового инжиниринга является повышение коэффициента извлечения углеводородов (УВ) путем активного воздействия на продуктивные пласты с целью улучшения фильтрации нефти и газа и их подъема на поверхность.
Выбор способа активной разработки во многом предопределяется типом залежи и особенностями ее геологического строения. Наиболее сложными для эксплуатации объектами являются газоконденсатные с нефтяными оторочками месторождения. В них целевым продуктом могут служить, как нефть с растворенным в ней газом, так и газ с конденсатом, составляющие в пластовых условиях единую взаимосвязанную систему. К числу подобных типов относится и объект исследования - уникальная Лугинецкая зона нефтегазонакопления, содержащая залежи УВ различного фазового состава, с трудноизвлекаемыми запасами. Основными причинами, влияющими на процесс выработки запасов углеводородного сырья, можно назвать:
> сложное геологическое строение залежей, обусловленное резкой неоднородностью и литолого-фациальной изменчивостью терригенных пластов- коллекторов в пределах разбуренной части;
> резкая вариация фильтрационно-емкостных параметров, как по разрезу, так и по площади;
> высокий газовый фактор, значения которого по залежам варьируют от 800 до 3000 м3 (значения «рабочего» газового фактора достигают 9000-12000 м3 в центральной части Лугинецкой структуры);
> чрезвычайно сложная конфигурация водонефтяного и газонефтяного контактов, несовпадение контуров залежей различных природных резервуаров в плане;
> несмотря на длительную историю изучения, отсутствие четких представлений о геологическом строении залежей.
Эти факторы неизбежно усложняют планирование и корректное обеспечение процесса разработки и оказывают значительное отрицательное влияние на эффективность эксплуатации скважин.
В настоящее время выработка целевого продукта производится в пределах западного купола Лугинецкой структуры, из подгазовой зоны, содержащей значительную часть неосвоенных запасов нефти. Формирование системы разработки, обеспечивающей интенсификацию извлечения жидких УВ в условиях совместной разработки нефтяной оторочки и газовой шапки, возможно только при наличии корректной геолого-геофизической модели. Построение последней является важнейшей стратегической задачей рационального освоения недр в целом для провинции и в частности для объекта исследования.
Геологическое строение изучаемой территории освещено в отчетах и многочисленных публикациях многих специалистов Западно-Сибирского научно-исследовательского геологоразведочного нефтяного института (ЗапСиб- НИГНИ), Томского отделения Сибирского научно-исследовательского института геологии, геофизики и минерального сырья (ТО СНИИГГиМС), Всероссийского нефтяного геологоразведочного института (ВНИГРИ), Всероссийского научно-исследовательского геологического институт им. А.П. Карпинского (ВСЕГЕИ), Института геологии и разработки горючих ископаемых Российской академии наук (ИГиРГИ РАН), Института геологии и геофизики Сибирского отделения Академии наук СССР (ИГиГ СО АН СССР), Западно-Сибирского научно-исследовательского института геологии и геофизики (ЗапСибНИИ-
ГГеофизика), производственного геологического объединения «Новосибирск- геология» (ПГО «Новосибирскгеология»), ОАО Томского научно
исследовательского проектного института нефти (ОАО «ТомскНИПИнефть»), Томского государственного университета, Томского политехнического университета и других организаций геологического профиля.
Развитие взглядов на геологическое строение и нефтегазоносность верхнеюрских отложений отражено в работах О.Г. Жеро (1981, 1984, 1986), Н.П. Запивалова (1970), А.М. Казакова (1995, 1997, 2000), А.Э. Конторовича (1975, 1986, 1995, 1998, 2000), В.А. Конторовича (1998, 1999, 2002), И.И. Нестерова (1971), О.М. Мкртычана (1987), Н.Н. Ростовцева (1965, 1997), В.С. Суркова (1975, 1986, 1993, 2000), А.А. Трофимука (1972, 1981, 1983, 1986),
Э.Э. Фотиади (1964, 1967, 1972) и многих других исследователей.
Вопросами стратификации и фациальной принадлежности горизонта Ю-I в разные годы занимались: В.Б. Белозеров (1980, 1984, 1988-1991, 2007, 2011), Н.А. Брылина (1984, 1990, 1991, 2006), Л.Г. Вакуленко (2001); Г.М. Волощук (1985), И.А. Вылцан (1977, 1999, 2000, 2002, 2009), Ф.Г. Гурари (1962, 1982, 1989, 1992), Е.Е. Даненберг (1979, 1984, 1988, 1991, 2006), В.П. Девятов (1989, 1997, 2003, 2009), А.В. Ежова (1989), Е.Н. Жилина (1999, 2011, 2012), А.М. Казаков (1997, 2000), А.А Нежданов (1990), В.М. Подобина (2010), Г.М. Татьянин (1985), В.Н. Устинова (1999, 2000), О.С. Чернова (2002, 2009, 2011, 2012), Б.Н. Шурыгин (1999, 2000), П.А. Ян (2001) и многие другие.
Увеличение добычи УВ в пределах юго-востока Западной Сибири и выявление нефтегазоносных площадей большинство исследователей связывают с ловушками неантиклинального типа (Белозеров и др., 1980, 1991), развитыми в отложениях келловея-оксфорда (J2 k-J3 ox) переходной зоны от морских осадков ва- сюганской свиты (J2-3 vs) в континентальные осадки наунакской свиты (J2-3 nn). Зона перехода «суша-море», согласно исследованиям специалистов стратиграфов Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН (ИНГГ) (Шурыгин и др., 2000), пространственно приурочена к Сильгинской структурно-фациальной зоне (СФЗ) и включает центральную часть Томской области, простираясь с севера на юг. В Томской области зона перехода охватывает большую часть структур первого порядка, в том числе и Пудинский мегавал, в пределах северо-западной части которого находится объект детального исследования - Лугинецкая зона нефтегазонакопления.
При значительной степени изученности отложений горизонта Ю-I особенности строение зоны перехода васюганской свиты в наунакскую остаются практически неизученными, что делает работы по данной территории весьма актуальными.
Целью работы является выяснение закономерностей строения и условий формирования келловей-волжских отложений в сложнопостроенной переходной фациальной зоне для геометризации залежей и выявления закономерностей развития коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами в пределах северо-западной части Пудинского мегавала.
Основные задачи исследования:
1. Проанализировать и систематизировать геолого-геофизические материалы по эксплуатационным и разведочным скважинам, пробуренным в пределах Лугинец- кой, Западно-Лугинецкой, Северо-Лугинецкой и Нижне-Лугинецкой структур. Выделить в пределах изучаемой территории типы разрезов продуктивной толщи, развитой в условиях сложнопостроенной зоны переходного седиментогенеза.
2. На основе данных биостратиграфии уточнить индексацию песчаноалевритовых пластов, провести детальное расчленение разрезов скважин с выделением и последующей корреляцией продуктивных пропластков и линз.
3. Изучить вещественный состав отложений, выделяемых в объеме васюганско- го (васюганская и наунакская свиты), георгиевского (георгиевская свита и барабин- ская пачка) и баженовского (баженовская свита) горизонтов.
4. Охарактеризовать литолого-генетические типы и фации изучаемого комплекса отложений и провести палеогеографические реконструкции условий седиментации в среднеюрскую (келловейский век) и позднеюрскую эпохи осадконакопления.
5. Установить в соответствии с выявленной палеогеографической обстановкой характер и основные закономерности распространения пород-коллекторов, дать оценку их петрофизических свойств с позиции пространственной неоднородности.
6. Выполнить прогноз зон развития пластов-коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и провести геометризацию залежей.
Методы исследования. В основу диссертации положены материалы, полученные в ходе исследований, на базе комплексных геолого-геофизических, фациальногенетических, палеогеографических методов изучения осадочных толщ. Основной метод исследования - текстурный анализ выполнен с использованием методических приемов и указаний Л.Н. Ботвинкиной (1957, 1962, 1965, 1977, 1991), И.А. Вылцана (1977, 1999, 2000, 2002, 2009), В.П. Алексеева (1991, 2002, 2007), О.С. Черновой (2009) Детальная характеристика ихнофоссилий и определение основных ихнологических комплексов даны по методике Дж. Пембертона (Pemberton, 1992).
Аналитические исследования заключались в проведении лабораторных анализов (гранулометрического, минералого-петрографического) с последующей интерпретацией полученных результатов.
Гранулометрический состав, степень сортировки и окатанности обломочного материала, характер упаковки зерен, количество, состав и типы цемента, включения и конкреции, структурно-текстурные особенности и минералогический состав песчано-алевритовых и глинистых пород изучался на микроуровне (более 350 определений).
Петрографические описания и микрофотографии шлифов выполнены в лаборатории сбора, хранения и первичных исследований керна (ЛСХиПИК) ОАО «ТомскНИПИнефть». Для уточнения минерального состава пород использованы данные рентгеноструктурного анализа, выполненного ст.н.с. М.Ф. Федоровой (СНИИГГиМС) на дифрактометре ДРОН-1 и в фокусирующей рентгеновской камере.
Литолого-фациальные и палеогеографические построения проведены согласно методическим указаниям Н.М. Страхова (1960), Ю.А. Жемчужникова (1958), Л.Н. Ботвинкиной (1957, 1962, 1965, 1977, 1991), Л.Б. Рухина (1969), В.А. Гроссгейма (1984), Т.И. Гуровой (1962, 1973), Н.А. Михайловой. (1973), И.А. Вылцана (1977, 2000, 2002, 2009), В.П. Алексеева (1991, 2002, 2007), О.С. Черновой (2009). Определения макрофауны сделаны в СНИИГГиМСе (г. Новосибирск) ст.н.с. А.Н. Алейниковым.
В качестве нетрадиционных методов исследования использован ряд методик по электрофациальным реконструкциям условий формирования терригенных коллекторов Ю.Н. Карогодина (1980, 1989, 1990), Е.А. Гайдебурова (1989); В.С. Муромцев (1979, 1981, 1982, 1984), Ч.Э.-Б. Конибир (1979), Р.Ч. Селли (1981, 1989), Sabins F.F. (1963); Visher G.S. (1965); Shelton J.W. (1967, 1972); Potter P.E.&Blakely R.F. (1968); Pirson S.J. (1970).
Выделение электрометрических моделей фаций проведено на основе интерпретации геофизических материалов по 430 скважинам. Для работы также привлекались опубликованные и фондовые материалы Сибирского палеонтологического научного центра ТГУ, ПГО «Томскнефтегазгеология», ОАО «ТомскНИПИнефть» (каталог стратиграфических разбивок, данные лаборатории физики пласта, по испытаниям скважин и литолого-петрофизическим свойствам пород-коллекторов).
Фактическим материалом являлся керн глубоких скважин, описанный автором в базовом региональном кернохранилище ОАО «ТомскНИПИнефть» в течение 2003-2012 гг. Для более полной характеристики изучаемой толщи привлечены материалы полевого описания керна ряда разведочных скважин, пробуренных в пределах изучаемой территории. Учитывая, что по 26 скважинам керн не сохранился, а 25 эксплуатационных скважин пройдены с ограниченным отбором керна детальность изучения отдельных частей Лугинецкой зоны нефтегазонакоп- ления не одинакова.
Научная новизна:
> На базе комплексного литолого-фациального анализа каменного материала (керна скважин) уточнен вещественный состав келловей-оксфордских терригенных природных резервуаров Лугинецкой зоны нефтегазонакопления.
> На основе литологических и палеогеографических построений выявлена фациальная принадлежность пород-коллекторов, обоснован вывод о преимущественно прибрежно-морском генезисе отложений горизонта Ю-I.
> На основании изучения 568 геофизических разрезов скважин и 24 разрезов с керновым материалом выявлены площадные закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных резервуаров Лугинецкой зоны нефте- газонакопления и уточнены седиментологические критерии формирования и распространения пород-коллекторов с улучшенными ФЕС.
> Впервые для сложнопостроенной переходной зоны «суша-море» выделены и описаны 17 литолого-генетических типов отложений, слагающих 8 макрофаций, отвечающих условиям заливно-лагунного прибрежного мелководья.
Полученные результаты исследования терригенных природных резервуаров Лугинецкой зоны нефтегазонакопления дополнили представления об особенностях строения и геометрии залежей, развитых в зоне переходного типа седиментогенеза, что позволило сделать вывод о преобладании в ее пределах дискретных по форме и диахронных по времени формирования ловушек углеводородов, среди которых доминируют прибрежные аккумулятивные тела отмелей и баров.
Личный вклад автора. Результаты, составляющие основное содержание настоящей работы, получены автором самостоятельно, при проведении диссертационных исследований. Автором лично:
> изучены геолого-промысловые материалы (2000 каротажных диаграмм) по 568 разведочным и эксплуатационным скважинам, пробуренным в пределах Луги- нецких куполовидных структур в период с 1964 по 2013 годы;
> проведена типизация разрезов подугольной и надугольной толщ;
> проведено детальное послойное макроскопическое описание 24 керновых разрезов, текстурный анализ для 2426 образцов керна; петрографические исследования 225 шлифов, характеризующих литолого-фациальные особенности горизонта Ю-I;
> выделено 17 литолого-генетических типов и 8 макрофаций келловей- волжских отложений;
> выполнен ихнологический анализ (119 обр.), позволивший уточнить и дополнить представления о палеогеографии позднеюрской эпохи седиментации;
> проанализировано около 1500 определений основных коллекторских свойств природных резервуаров (пористость, проницаемость, карбонатность, глинистость);
> при участии О.С. Черновой построены 32 корреляционных схемы, 16 литологических профилей, 4 литолого-палеогеографические карты, составлено 56 фототаблиц, отражающих петрографические и фациальные особенности строения горизонта Ю-I.
Практическая и теоретическая значимость работы. На основе системного подхода выполнены расчленение, индексация и корреляция келловей-волжских отложений Лугинецкой зоны нефтегазонакопления. Выделены зоны распространения пород с улучшенными коллекторскими свойствами. Уточнены геометрические параметры залежей углеводородов. Выводы и рекомендации, полученные в результате проведенных работ, могут быть использованы недропользователями, осуществляющими свою деятельность в пределах Томской области для обоснования, как геологоразведочных работ, так и работ в области моделирования процесса разработки Лугинецких залежей УВ.
Достоверность результатов работы обусловлена большим объемом, всесторонне изученного, с применением комплекса различных методик, кернового материала. Достоверность, предложенных автором выводов и рекомендаций, проверялась путем сравнения результатов интерпретации геолого-геофизических материалов с геолого-промысловыми материалами в результате выборочного мониторинга процесса разработки залежей Лугинецкой зоны нефтегазонакопления и с результатами бурения и опробования новых эксплуатационных скважин.
Реализация работы. Результаты проведенных исследований внедрены в педагогический процесс на кафедре геологии и разработки нефтяных месторождений Института природных ресурсов Национального исследовательского Томского политехнического университета при чтении куров «Литология» и «Подсчет запасов».
При непосредственном участии автора разработана и внедрена в производство нефтегазопоисковых работ технология «Прогноз нефтегазоносности на основе комплексной интерпретации геофизических данных: сейсморазведки, гравиразведки и магниторазведки», удостоенная диплома конкурса «Сибирские Афины» на региональной выставке «Нефть и газ-2000» (авторы: Устинова В.Н., Жилина Е.Н., Устинов В.Г.).
Научные положения, выносимые на защиту:
1. Пространственные закономерности изменения литологического состава циклитов горизонта Ю-I, сложенных алеврито-песчаными породами, с характерным полимиктовым и полевошпато-кварцевым составом породообразующих минералов, с прослоями известняков, углей и аргиллитов с каолинит-гидрослюдистой составляющей глинистых компонентов, доломит-сидерит-пиритовым комплексом аутигенных минералов и турмалин-гранат-циркон-апатит-рутиловой терригенной минеральной ассоциацией, свидетельствуют о формировании отложений в прибрежно-морских условиях.
2. Последовательная смена позднеюрских обстановок осадконакопления обусловила формирование продуктивных отложений горизонта Ю-I в полифациальных условиях переходной зоны «суша-море». Выделенные 17литолого-генетических типов отложений объединены в 8 макрофаций и генетически соответствуют прибрежно- отмелевым, дельтовым и заливно-лагунным условиям седиментации. Улучшенными коллекторскими свойствами характеризуются келловей-раннеоксфордские регрессивные барово-отмелевые постройки.
3. Прямым следствием фациальной неоднородности горизонта Ю-I является сложный характер изменчивости петрофизических параметров продуктивных пластов Лугинецкой зоны нефтегазонакопления, изначально разрабатываемых в качестве массивной залежи, но обнаруживших совокупность разновозрастных кулисообразных литологически-экранированных ловушек, дискретной слоисто-линзовидной геометрии, подтвержденной данными процесса разработки.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности. Область диссертационного исследования по направленности решаемых задач соответствует паспорту специальности 25.00.16 - «Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр», а именно: пункту 2 - «Разработка методов геометризации месторождений полезных ископаемых, свойств и состояний массивов горных пород как основы геометрики ква- лиметрии недр, оптимизации разведочных сетей, подсчета запасов, прогнозирования условий рационального освоения недр...» и пункту 8 - «Анализ и типизация горно-геологических условий месторождении твердых, жидких и газообразных полезных ископаемых, для их эффектного промышленного освоения».
Апробация результатов исследования. Результаты исследований и основные положения диссертационной работы докладывались на Международных научных конференциях и симпозиумах (Томск: 1999, 2001), на научнопрактических конференциях (Ставрополь, 1999, 2006) на XIII Международной школе морской геологии (Иркутск, 1999), на Международном научном семинаре «Структурный анализ в геологических исследованиях» (Томск, 1999); на Международных конференциях студентов и аспирантов по фундаментальным наукам «Ломоносов» (Москва, 2000, 2001), на Международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2001), на 11-ой международной научнопрактической конференции «Фундаментальные и прикладные исследования, разработка и применение высоких технологий в промышленности» (Санкт-Петербург, 2011).
На Всероссийских и региональных конференциях и совещаниях: на Втором Всероссийском петрографическом совещании «Петрография на рубеже XXI века: итоги и перспективы» (Сыктывкар, 2000), на научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Наука. Техника. Инновации» (Новосибирск, 2001), на научно-практических конференциях: «Формационный анализ в геологических исследованиях», посвященной 80-летию профессора И. А. Вылцана (Томск, 2002), «Геология, геофизика и минеральное сырье Сибири» (Новосибирск, 2015); на Всероссийской молодежной научной конференции «Актуальные вопросы географии и геологии» (Томск, 2010), на научно-практической конференции «Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Сибири» (Томск, 2011); на втором региональном совещании «Фациальный анализ в нефтегазовой литологии» (Томск, 2012); на VII Всероссийском литологическом совещании «Осадочные бассейны, седиментационные и постседиментационные процессы в геологической истории» (Новосибирск, 2013).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 18 статей в научных журналах и сборниках конференций (в том числе 2 статьи - в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, определенных Высшей аттестационной комиссией при Минобрнауки России).
Отдельные результаты выполненных исследований изложены в отчете по хоздоговорным работам «Определение тектонических и флюидодинамических особенностей формирования и разрушения залежей углеводородов в отложениях мезозоя Западно-Сибирской плиты (Томская область)» (Определение тектонических ..., 2001).
Структура и объем работы. Диссертация содержит введение, пять глав и заключение. Работа изложена на 276 страницах машинописного текста и содержит 46 рисунков, 10 таблиц, 56 фототаблиц. Список использованных источников включает 213 наименований.
Работа выполнена в Институте природных ресурсов Национального исследовательского Томского политехнического университета, на кафедре геологии и разработки нефтяных месторождений.
Благодарности. Автор выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю к.г.-м.н., заведующей кафедрой геологии и разработки нефтяных месторождений ИПР, НИ ТПУ - Оксане Сергеевне Черновой, за неоценимую помощь при написании диссертационной работы.
Глубоко признателен автор своему учителю - д.г.-м.н., профессору ТГУ И.А. Вылцану, ныне покойному, который на протяжении более 20 лет был моим научным наставником.
Автор считает своим долгом выразить признательность коллегам по работе и специалистам за ценные консультации и научные советы в процессе выполнения диссертационной работы: д.г.-м.н., профессору В.П. Парначёву; д.г.-м.н., профессору В.М. Подобиной; д.г.-м.н., профессору А.И. Чернышову; д.г.-м.н., профессору В.В. Врублевскому; д.г.-м.н. В.Н. Устиновой; д.ф.-м.н., профессору М.В. Коровкину; д.г.-м.н., профессору В.Б. Белозерову; к.г.-м.н. Г.М. Татьянину; к.г.-м.н. В.П. Меркулову; к.г.-м.н. В.И. Стреляеву; к.г.-м.н. Е.А Жуковской; к.г.-м.н. И.В. Вологдиной; к.г.-м.н. З.Н. Квасниковой; к.г.-м.н. С.Н. Макаренко; к.г.-м.н. Н.И. Савиной; к.г.-м.н. Н.А. Макаренко; к.г.-м.н. А.Л. Архипову; к.г.-м.н. В.С. Чувакину; Л.А. Зыряновой; В.Л. Свешниковой; Н.В. Архиповой; Ф.Р. Сатаеву.
Особые слова благодарности в адрес друзей, оказавших помощь и поддержку в работе над диссертацией, - А.В. Гениной, Ю.О. Саликаевой, Т.Н. Силкиной, Т.В. Юрковой.
Постоянную моральную поддержку оказывали мои родные и близкие, которые всемерно поддерживали мою работу над диссертацией и способствовали её завершению.
Актуальность проблемы. В настоящее время наиболее актуальной и сложной проблемой развития нефтегазового инжиниринга является повышение коэффициента извлечения углеводородов (УВ) путем активного воздействия на продуктивные пласты с целью улучшения фильтрации нефти и газа и их подъема на поверхность.
Выбор способа активной разработки во многом предопределяется типом залежи и особенностями ее геологического строения. Наиболее сложными для эксплуатации объектами являются газоконденсатные с нефтяными оторочками месторождения. В них целевым продуктом могут служить, как нефть с растворенным в ней газом, так и газ с конденсатом, составляющие в пластовых условиях единую взаимосвязанную систему. К числу подобных типов относится и объект исследования - уникальная Лугинецкая зона нефтегазонакопления, содержащая залежи УВ различного фазового состава, с трудноизвлекаемыми запасами. Основными причинами, влияющими на процесс выработки запасов углеводородного сырья, можно назвать:
> сложное геологическое строение залежей, обусловленное резкой неоднородностью и литолого-фациальной изменчивостью терригенных пластов- коллекторов в пределах разбуренной части;
> резкая вариация фильтрационно-емкостных параметров, как по разрезу, так и по площади;
> высокий газовый фактор, значения которого по залежам варьируют от 800 до 3000 м3 (значения «рабочего» газового фактора достигают 9000-12000 м3 в центральной части Лугинецкой структуры);
> чрезвычайно сложная конфигурация водонефтяного и газонефтяного контактов, несовпадение контуров залежей различных природных резервуаров в плане;
> несмотря на длительную историю изучения, отсутствие четких представлений о геологическом строении залежей.
Эти факторы неизбежно усложняют планирование и корректное обеспечение процесса разработки и оказывают значительное отрицательное влияние на эффективность эксплуатации скважин.
В настоящее время выработка целевого продукта производится в пределах западного купола Лугинецкой структуры, из подгазовой зоны, содержащей значительную часть неосвоенных запасов нефти. Формирование системы разработки, обеспечивающей интенсификацию извлечения жидких УВ в условиях совместной разработки нефтяной оторочки и газовой шапки, возможно только при наличии корректной геолого-геофизической модели. Построение последней является важнейшей стратегической задачей рационального освоения недр в целом для провинции и в частности для объекта исследования.
Геологическое строение изучаемой территории освещено в отчетах и многочисленных публикациях многих специалистов Западно-Сибирского научно-исследовательского геологоразведочного нефтяного института (ЗапСиб- НИГНИ), Томского отделения Сибирского научно-исследовательского института геологии, геофизики и минерального сырья (ТО СНИИГГиМС), Всероссийского нефтяного геологоразведочного института (ВНИГРИ), Всероссийского научно-исследовательского геологического институт им. А.П. Карпинского (ВСЕГЕИ), Института геологии и разработки горючих ископаемых Российской академии наук (ИГиРГИ РАН), Института геологии и геофизики Сибирского отделения Академии наук СССР (ИГиГ СО АН СССР), Западно-Сибирского научно-исследовательского института геологии и геофизики (ЗапСибНИИ-
ГГеофизика), производственного геологического объединения «Новосибирск- геология» (ПГО «Новосибирскгеология»), ОАО Томского научно
исследовательского проектного института нефти (ОАО «ТомскНИПИнефть»), Томского государственного университета, Томского политехнического университета и других организаций геологического профиля.
Развитие взглядов на геологическое строение и нефтегазоносность верхнеюрских отложений отражено в работах О.Г. Жеро (1981, 1984, 1986), Н.П. Запивалова (1970), А.М. Казакова (1995, 1997, 2000), А.Э. Конторовича (1975, 1986, 1995, 1998, 2000), В.А. Конторовича (1998, 1999, 2002), И.И. Нестерова (1971), О.М. Мкртычана (1987), Н.Н. Ростовцева (1965, 1997), В.С. Суркова (1975, 1986, 1993, 2000), А.А. Трофимука (1972, 1981, 1983, 1986),
Э.Э. Фотиади (1964, 1967, 1972) и многих других исследователей.
Вопросами стратификации и фациальной принадлежности горизонта Ю-I в разные годы занимались: В.Б. Белозеров (1980, 1984, 1988-1991, 2007, 2011), Н.А. Брылина (1984, 1990, 1991, 2006), Л.Г. Вакуленко (2001); Г.М. Волощук (1985), И.А. Вылцан (1977, 1999, 2000, 2002, 2009), Ф.Г. Гурари (1962, 1982, 1989, 1992), Е.Е. Даненберг (1979, 1984, 1988, 1991, 2006), В.П. Девятов (1989, 1997, 2003, 2009), А.В. Ежова (1989), Е.Н. Жилина (1999, 2011, 2012), А.М. Казаков (1997, 2000), А.А Нежданов (1990), В.М. Подобина (2010), Г.М. Татьянин (1985), В.Н. Устинова (1999, 2000), О.С. Чернова (2002, 2009, 2011, 2012), Б.Н. Шурыгин (1999, 2000), П.А. Ян (2001) и многие другие.
Увеличение добычи УВ в пределах юго-востока Западной Сибири и выявление нефтегазоносных площадей большинство исследователей связывают с ловушками неантиклинального типа (Белозеров и др., 1980, 1991), развитыми в отложениях келловея-оксфорда (J2 k-J3 ox) переходной зоны от морских осадков ва- сюганской свиты (J2-3 vs) в континентальные осадки наунакской свиты (J2-3 nn). Зона перехода «суша-море», согласно исследованиям специалистов стратиграфов Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН (ИНГГ) (Шурыгин и др., 2000), пространственно приурочена к Сильгинской структурно-фациальной зоне (СФЗ) и включает центральную часть Томской области, простираясь с севера на юг. В Томской области зона перехода охватывает большую часть структур первого порядка, в том числе и Пудинский мегавал, в пределах северо-западной части которого находится объект детального исследования - Лугинецкая зона нефтегазонакопления.
При значительной степени изученности отложений горизонта Ю-I особенности строение зоны перехода васюганской свиты в наунакскую остаются практически неизученными, что делает работы по данной территории весьма актуальными.
Целью работы является выяснение закономерностей строения и условий формирования келловей-волжских отложений в сложнопостроенной переходной фациальной зоне для геометризации залежей и выявления закономерностей развития коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами в пределах северо-западной части Пудинского мегавала.
Основные задачи исследования:
1. Проанализировать и систематизировать геолого-геофизические материалы по эксплуатационным и разведочным скважинам, пробуренным в пределах Лугинец- кой, Западно-Лугинецкой, Северо-Лугинецкой и Нижне-Лугинецкой структур. Выделить в пределах изучаемой территории типы разрезов продуктивной толщи, развитой в условиях сложнопостроенной зоны переходного седиментогенеза.
2. На основе данных биостратиграфии уточнить индексацию песчаноалевритовых пластов, провести детальное расчленение разрезов скважин с выделением и последующей корреляцией продуктивных пропластков и линз.
3. Изучить вещественный состав отложений, выделяемых в объеме васюганско- го (васюганская и наунакская свиты), георгиевского (георгиевская свита и барабин- ская пачка) и баженовского (баженовская свита) горизонтов.
4. Охарактеризовать литолого-генетические типы и фации изучаемого комплекса отложений и провести палеогеографические реконструкции условий седиментации в среднеюрскую (келловейский век) и позднеюрскую эпохи осадконакопления.
5. Установить в соответствии с выявленной палеогеографической обстановкой характер и основные закономерности распространения пород-коллекторов, дать оценку их петрофизических свойств с позиции пространственной неоднородности.
6. Выполнить прогноз зон развития пластов-коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и провести геометризацию залежей.
Методы исследования. В основу диссертации положены материалы, полученные в ходе исследований, на базе комплексных геолого-геофизических, фациальногенетических, палеогеографических методов изучения осадочных толщ. Основной метод исследования - текстурный анализ выполнен с использованием методических приемов и указаний Л.Н. Ботвинкиной (1957, 1962, 1965, 1977, 1991), И.А. Вылцана (1977, 1999, 2000, 2002, 2009), В.П. Алексеева (1991, 2002, 2007), О.С. Черновой (2009) Детальная характеристика ихнофоссилий и определение основных ихнологических комплексов даны по методике Дж. Пембертона (Pemberton, 1992).
Аналитические исследования заключались в проведении лабораторных анализов (гранулометрического, минералого-петрографического) с последующей интерпретацией полученных результатов.
Гранулометрический состав, степень сортировки и окатанности обломочного материала, характер упаковки зерен, количество, состав и типы цемента, включения и конкреции, структурно-текстурные особенности и минералогический состав песчано-алевритовых и глинистых пород изучался на микроуровне (более 350 определений).
Петрографические описания и микрофотографии шлифов выполнены в лаборатории сбора, хранения и первичных исследований керна (ЛСХиПИК) ОАО «ТомскНИПИнефть». Для уточнения минерального состава пород использованы данные рентгеноструктурного анализа, выполненного ст.н.с. М.Ф. Федоровой (СНИИГГиМС) на дифрактометре ДРОН-1 и в фокусирующей рентгеновской камере.
Литолого-фациальные и палеогеографические построения проведены согласно методическим указаниям Н.М. Страхова (1960), Ю.А. Жемчужникова (1958), Л.Н. Ботвинкиной (1957, 1962, 1965, 1977, 1991), Л.Б. Рухина (1969), В.А. Гроссгейма (1984), Т.И. Гуровой (1962, 1973), Н.А. Михайловой. (1973), И.А. Вылцана (1977, 2000, 2002, 2009), В.П. Алексеева (1991, 2002, 2007), О.С. Черновой (2009). Определения макрофауны сделаны в СНИИГГиМСе (г. Новосибирск) ст.н.с. А.Н. Алейниковым.
В качестве нетрадиционных методов исследования использован ряд методик по электрофациальным реконструкциям условий формирования терригенных коллекторов Ю.Н. Карогодина (1980, 1989, 1990), Е.А. Гайдебурова (1989); В.С. Муромцев (1979, 1981, 1982, 1984), Ч.Э.-Б. Конибир (1979), Р.Ч. Селли (1981, 1989), Sabins F.F. (1963); Visher G.S. (1965); Shelton J.W. (1967, 1972); Potter P.E.&Blakely R.F. (1968); Pirson S.J. (1970).
Выделение электрометрических моделей фаций проведено на основе интерпретации геофизических материалов по 430 скважинам. Для работы также привлекались опубликованные и фондовые материалы Сибирского палеонтологического научного центра ТГУ, ПГО «Томскнефтегазгеология», ОАО «ТомскНИПИнефть» (каталог стратиграфических разбивок, данные лаборатории физики пласта, по испытаниям скважин и литолого-петрофизическим свойствам пород-коллекторов).
Фактическим материалом являлся керн глубоких скважин, описанный автором в базовом региональном кернохранилище ОАО «ТомскНИПИнефть» в течение 2003-2012 гг. Для более полной характеристики изучаемой толщи привлечены материалы полевого описания керна ряда разведочных скважин, пробуренных в пределах изучаемой территории. Учитывая, что по 26 скважинам керн не сохранился, а 25 эксплуатационных скважин пройдены с ограниченным отбором керна детальность изучения отдельных частей Лугинецкой зоны нефтегазонакоп- ления не одинакова.
Научная новизна:
> На базе комплексного литолого-фациального анализа каменного материала (керна скважин) уточнен вещественный состав келловей-оксфордских терригенных природных резервуаров Лугинецкой зоны нефтегазонакопления.
> На основе литологических и палеогеографических построений выявлена фациальная принадлежность пород-коллекторов, обоснован вывод о преимущественно прибрежно-морском генезисе отложений горизонта Ю-I.
> На основании изучения 568 геофизических разрезов скважин и 24 разрезов с керновым материалом выявлены площадные закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных резервуаров Лугинецкой зоны нефте- газонакопления и уточнены седиментологические критерии формирования и распространения пород-коллекторов с улучшенными ФЕС.
> Впервые для сложнопостроенной переходной зоны «суша-море» выделены и описаны 17 литолого-генетических типов отложений, слагающих 8 макрофаций, отвечающих условиям заливно-лагунного прибрежного мелководья.
Полученные результаты исследования терригенных природных резервуаров Лугинецкой зоны нефтегазонакопления дополнили представления об особенностях строения и геометрии залежей, развитых в зоне переходного типа седиментогенеза, что позволило сделать вывод о преобладании в ее пределах дискретных по форме и диахронных по времени формирования ловушек углеводородов, среди которых доминируют прибрежные аккумулятивные тела отмелей и баров.
Личный вклад автора. Результаты, составляющие основное содержание настоящей работы, получены автором самостоятельно, при проведении диссертационных исследований. Автором лично:
> изучены геолого-промысловые материалы (2000 каротажных диаграмм) по 568 разведочным и эксплуатационным скважинам, пробуренным в пределах Луги- нецких куполовидных структур в период с 1964 по 2013 годы;
> проведена типизация разрезов подугольной и надугольной толщ;
> проведено детальное послойное макроскопическое описание 24 керновых разрезов, текстурный анализ для 2426 образцов керна; петрографические исследования 225 шлифов, характеризующих литолого-фациальные особенности горизонта Ю-I;
> выделено 17 литолого-генетических типов и 8 макрофаций келловей- волжских отложений;
> выполнен ихнологический анализ (119 обр.), позволивший уточнить и дополнить представления о палеогеографии позднеюрской эпохи седиментации;
> проанализировано около 1500 определений основных коллекторских свойств природных резервуаров (пористость, проницаемость, карбонатность, глинистость);
> при участии О.С. Черновой построены 32 корреляционных схемы, 16 литологических профилей, 4 литолого-палеогеографические карты, составлено 56 фототаблиц, отражающих петрографические и фациальные особенности строения горизонта Ю-I.
Практическая и теоретическая значимость работы. На основе системного подхода выполнены расчленение, индексация и корреляция келловей-волжских отложений Лугинецкой зоны нефтегазонакопления. Выделены зоны распространения пород с улучшенными коллекторскими свойствами. Уточнены геометрические параметры залежей углеводородов. Выводы и рекомендации, полученные в результате проведенных работ, могут быть использованы недропользователями, осуществляющими свою деятельность в пределах Томской области для обоснования, как геологоразведочных работ, так и работ в области моделирования процесса разработки Лугинецких залежей УВ.
Достоверность результатов работы обусловлена большим объемом, всесторонне изученного, с применением комплекса различных методик, кернового материала. Достоверность, предложенных автором выводов и рекомендаций, проверялась путем сравнения результатов интерпретации геолого-геофизических материалов с геолого-промысловыми материалами в результате выборочного мониторинга процесса разработки залежей Лугинецкой зоны нефтегазонакопления и с результатами бурения и опробования новых эксплуатационных скважин.
Реализация работы. Результаты проведенных исследований внедрены в педагогический процесс на кафедре геологии и разработки нефтяных месторождений Института природных ресурсов Национального исследовательского Томского политехнического университета при чтении куров «Литология» и «Подсчет запасов».
При непосредственном участии автора разработана и внедрена в производство нефтегазопоисковых работ технология «Прогноз нефтегазоносности на основе комплексной интерпретации геофизических данных: сейсморазведки, гравиразведки и магниторазведки», удостоенная диплома конкурса «Сибирские Афины» на региональной выставке «Нефть и газ-2000» (авторы: Устинова В.Н., Жилина Е.Н., Устинов В.Г.).
Научные положения, выносимые на защиту:
1. Пространственные закономерности изменения литологического состава циклитов горизонта Ю-I, сложенных алеврито-песчаными породами, с характерным полимиктовым и полевошпато-кварцевым составом породообразующих минералов, с прослоями известняков, углей и аргиллитов с каолинит-гидрослюдистой составляющей глинистых компонентов, доломит-сидерит-пиритовым комплексом аутигенных минералов и турмалин-гранат-циркон-апатит-рутиловой терригенной минеральной ассоциацией, свидетельствуют о формировании отложений в прибрежно-морских условиях.
2. Последовательная смена позднеюрских обстановок осадконакопления обусловила формирование продуктивных отложений горизонта Ю-I в полифациальных условиях переходной зоны «суша-море». Выделенные 17литолого-генетических типов отложений объединены в 8 макрофаций и генетически соответствуют прибрежно- отмелевым, дельтовым и заливно-лагунным условиям седиментации. Улучшенными коллекторскими свойствами характеризуются келловей-раннеоксфордские регрессивные барово-отмелевые постройки.
3. Прямым следствием фациальной неоднородности горизонта Ю-I является сложный характер изменчивости петрофизических параметров продуктивных пластов Лугинецкой зоны нефтегазонакопления, изначально разрабатываемых в качестве массивной залежи, но обнаруживших совокупность разновозрастных кулисообразных литологически-экранированных ловушек, дискретной слоисто-линзовидной геометрии, подтвержденной данными процесса разработки.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности. Область диссертационного исследования по направленности решаемых задач соответствует паспорту специальности 25.00.16 - «Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр», а именно: пункту 2 - «Разработка методов геометризации месторождений полезных ископаемых, свойств и состояний массивов горных пород как основы геометрики ква- лиметрии недр, оптимизации разведочных сетей, подсчета запасов, прогнозирования условий рационального освоения недр...» и пункту 8 - «Анализ и типизация горно-геологических условий месторождении твердых, жидких и газообразных полезных ископаемых, для их эффектного промышленного освоения».
Апробация результатов исследования. Результаты исследований и основные положения диссертационной работы докладывались на Международных научных конференциях и симпозиумах (Томск: 1999, 2001), на научнопрактических конференциях (Ставрополь, 1999, 2006) на XIII Международной школе морской геологии (Иркутск, 1999), на Международном научном семинаре «Структурный анализ в геологических исследованиях» (Томск, 1999); на Международных конференциях студентов и аспирантов по фундаментальным наукам «Ломоносов» (Москва, 2000, 2001), на Международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2001), на 11-ой международной научнопрактической конференции «Фундаментальные и прикладные исследования, разработка и применение высоких технологий в промышленности» (Санкт-Петербург, 2011).
На Всероссийских и региональных конференциях и совещаниях: на Втором Всероссийском петрографическом совещании «Петрография на рубеже XXI века: итоги и перспективы» (Сыктывкар, 2000), на научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Наука. Техника. Инновации» (Новосибирск, 2001), на научно-практических конференциях: «Формационный анализ в геологических исследованиях», посвященной 80-летию профессора И. А. Вылцана (Томск, 2002), «Геология, геофизика и минеральное сырье Сибири» (Новосибирск, 2015); на Всероссийской молодежной научной конференции «Актуальные вопросы географии и геологии» (Томск, 2010), на научно-практической конференции «Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Сибири» (Томск, 2011); на втором региональном совещании «Фациальный анализ в нефтегазовой литологии» (Томск, 2012); на VII Всероссийском литологическом совещании «Осадочные бассейны, седиментационные и постседиментационные процессы в геологической истории» (Новосибирск, 2013).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 18 статей в научных журналах и сборниках конференций (в том числе 2 статьи - в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, определенных Высшей аттестационной комиссией при Минобрнауки России).
Отдельные результаты выполненных исследований изложены в отчете по хоздоговорным работам «Определение тектонических и флюидодинамических особенностей формирования и разрушения залежей углеводородов в отложениях мезозоя Западно-Сибирской плиты (Томская область)» (Определение тектонических ..., 2001).
Структура и объем работы. Диссертация содержит введение, пять глав и заключение. Работа изложена на 276 страницах машинописного текста и содержит 46 рисунков, 10 таблиц, 56 фототаблиц. Список использованных источников включает 213 наименований.
Работа выполнена в Институте природных ресурсов Национального исследовательского Томского политехнического университета, на кафедре геологии и разработки нефтяных месторождений.
Благодарности. Автор выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю к.г.-м.н., заведующей кафедрой геологии и разработки нефтяных месторождений ИПР, НИ ТПУ - Оксане Сергеевне Черновой, за неоценимую помощь при написании диссертационной работы.
Глубоко признателен автор своему учителю - д.г.-м.н., профессору ТГУ И.А. Вылцану, ныне покойному, который на протяжении более 20 лет был моим научным наставником.
Автор считает своим долгом выразить признательность коллегам по работе и специалистам за ценные консультации и научные советы в процессе выполнения диссертационной работы: д.г.-м.н., профессору В.П. Парначёву; д.г.-м.н., профессору В.М. Подобиной; д.г.-м.н., профессору А.И. Чернышову; д.г.-м.н., профессору В.В. Врублевскому; д.г.-м.н. В.Н. Устиновой; д.ф.-м.н., профессору М.В. Коровкину; д.г.-м.н., профессору В.Б. Белозерову; к.г.-м.н. Г.М. Татьянину; к.г.-м.н. В.П. Меркулову; к.г.-м.н. В.И. Стреляеву; к.г.-м.н. Е.А Жуковской; к.г.-м.н. И.В. Вологдиной; к.г.-м.н. З.Н. Квасниковой; к.г.-м.н. С.Н. Макаренко; к.г.-м.н. Н.И. Савиной; к.г.-м.н. Н.А. Макаренко; к.г.-м.н. А.Л. Архипову; к.г.-м.н. В.С. Чувакину; Л.А. Зыряновой; В.Л. Свешниковой; Н.В. Архиповой; Ф.Р. Сатаеву.
Особые слова благодарности в адрес друзей, оказавших помощь и поддержку в работе над диссертацией, - А.В. Гениной, Ю.О. Саликаевой, Т.Н. Силкиной, Т.В. Юрковой.
Постоянную моральную поддержку оказывали мои родные и близкие, которые всемерно поддерживали мою работу над диссертацией и способствовали её завершению.
В диссертационной работе изложены результаты изучения геологогеофизических особенностей строения келловей-волжского комплекса отложений, получившего развитие в северо-западной части Пудинского мегавала.
Исследования проведены на основе детального анализа геолого-геофизических и литологических данных, полученных по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных в пределах Лугинецкой, Западно- Лугинецкой, Северо-Лугинецкой и Нижне-Лугинецкой структур.
Согласно изложенным в предыдущих разделах результатам изучения отложений, слагающих келловей-волжские природные резервуары Лугинецкой зоны нефтегазонакопления, можно выделить следующие основные аспекты пространственно-временного изменения их литолого-фациальных и петрофизических характеристик.
Характерной особенностью исследуемой песчано-алеврито-глинистой келловей- волжской толщи является цикличность строения, выраженная в существовании породно-слоевых ассоциаций (циклитов) микро- и макроуровня. По данным исследования керна и материалов геофизических исследований скважин выделены и прослежены по площади циклиты подугольной (Ю/, lOf3//), межугольной и 3 2 1 0
надугольной (Of в, IO| , Of , Of) толщ. Выделенные циклиты имеют близкий вещественный состав , но отличаются по условиям формирования и фациям.
По составу все изученные отложения являются преимущественно однородной сероцветной толщей, сложенной аргиллитами, алевролитами и песчаниками с преобладанием последних . Песчаники, характеризующие продуктивные циклиты, представлены серыми, буровато-серыми мелкозернистыми разностями с прослоями среднезернистых пород. Песчаники полимиктовые с содержанием от 5 до 25 % цемента гидрослюдисто-каолинитового состава с примесью аутигенного сидерита. Из породообразующих глинистых минералов в цементах песчаников доминирует каолинит, в алевролитах - гидрослюда, в аргиллитах - гидрослюда и монтмориллонит. Пестроцветность глинистых пород обусловлена неравномерной пигментацией органическим материалом, состоящим из скоплений гелефицированной растительной массы и остатков водорослей. Характерна аллотигенная турмалин- гранат-циркон-апатит-рутиловая терригенная ассоциация минералов. В аутигенной части тяжелых фракций присутствует типичная для васюганской свиты сидерит- пиритовая ассоциация.
Наибольшее влияние на коллекторские свойства исследуемых пород оказали процессы уплотнения обломочного материала, растворение зерен, аутигенное минералообразование, перекристаллизация и регенерация.
Ухудшение коллекторских свойств происходило в результате уплотнения (конформизм) и минералообразования (регенерация, развитие кальцитового цемента). Лучшими фильтрационно-емкостными параметрами обладают породы, в которых проявились процессы разуплотнения пород, увеличивающие поровое пространство или ведущие к образованию новых пор (растворение, коррозия обломочных зерен, перекристаллизация каолинита).
Проведенные литолого-фациальные исследования позволили выделить 17 литолого-генетических типов отложений, объединенных в 8 макрофаций, для которых проведены палеогеографические реконструкции условий седиментации, обусловившие основные закономерности распространения пород-коллекторов .
Установлено, что формирование групп происходило в полифациальных условиях (в зоне перехода «суша-море») и наиболее высокими фильтрационно-емкостных свойств обладают отложения, пространственно и генетически ассоциирующиеся с прибрежно-отмелевыми (циклит Ю14) и дельтовыми (циклит Ю13 н) фациями.
На основании изучения 568 геофизических разрезов скважин и 24 разрезов с керновым материалом выявлены площадные закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных резервуаров и уточнены седиментологические критерии формирования и распространения пород- коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными своствами.
Сложный характер изменчивости петрофизических параметров продуктивных циклитов горизонта Ю-I Лугинецкой зоны нефтегазонакопления, является прямым следствием их фациальной неоднородности. Часто меняющиеся гидродинамические условия накопления осадков в разные седиментационные циклы обусловили развитие зон пласта с улучшенными значениями пористости и проницаемости, возрастающими вверх по разрезу.
Статистический анализ фильтрационно-емкостных характеристик келловей- оксфордской продуктивной толщи в совокупности с литологическими данными, позволил выявить циклическое строение последней, выраженное в наличие двух седиментационных циклов, отражающих определенные этапы развития территории. Первый седиментационный цикл объединяет продуктивные отложения подугольной толщи (циклиты Ю14 и Ю13н). Второй цикл выражается в накоплении отложений 3 2 1 0
межугольной и надугольной толщ (циклиты Ю1 в, Ю1 , Ю1 Ю1 ). Границей между седиментационными циклами является поверхность септариевого горизонта, фиксируемая в средней части циклита Ю13 в.
Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных циклитов подугольной толщи Ю14 и Ю13н характеризуются значительной латеральной и вертикальной анизотропией. При невысокой расчлененности данных циклитов (от 1,46 до 3,3), наилучшими характеристиками обладают отложения циклита Ю14 имеющие площадное распространение и характеризующиеся более равномерным распределением свойств по латерали и вертикали.
Несколько ухудшенные фильтрационно-емкостные свойства имеют отложения циклита Ю13 н, для которых характерна их резкая изменчивость не только по площади, но и по разрезу, отражающая характер формирования осадков в период максимальной регрессии моря. Отложения циклита Ю13 н обладают повышенными значениями пористости только в скважинах восточной части Лугинецкой зоны нефтегазонакопления. Более дифференцированные кривые распределения проницаемости показывают большую неоднородность пород циклита Ю13 н и как следствие, их более низкие фильтрационные свойства.
Результатом частого замещения по площади песчано-алевролитовых пропластков глинистыми породами, с формированием изолированных песчаноалевритовых линз и полос, литологически ограниченных со всех сторон, является сложный характер распределение фильтрационно-емкостных параметров. В
TZ~ 3 TZ~ 2 TZ~ 1 TZ~ 0 _ _
отложениях циклитов Ю1 в, Ю1 , Ю1 Ю1 наблюдается картина не
согласованности пористости и проницаемости (пористость убывает, а
3 2 1 0
проницаемость растет). Соответственно, отложения циклитов Ю1 в, Ю1 , Ю1 Ю1 могут быть отнесены к малопроницаемым. Пространственное распределение открытой пористости показывает ухудшение её значений в юго-западной и северозападной частях территории исследований.
Между вертикальной и горизонтальной проницаемостью пород надугольной толщи существует жесткая корреляционная связь, что позволяет предполагать наличие единой гидродинамической системы для этой части разреза.
Литологическая изменчивость различных частей горизонта Ю-I, обусловлена особенностями седиментогенеза. При структурно-фациальном анализе, установлен косослоистый характер напластования природных резервуаров, с ритмичным чередованием и дискретной линзовидной геометрией тел, обусловленный первичным седиментационным наклоном дна бассейна седиментации
Исследования проведены на основе детального анализа геолого-геофизических и литологических данных, полученных по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных в пределах Лугинецкой, Западно- Лугинецкой, Северо-Лугинецкой и Нижне-Лугинецкой структур.
Согласно изложенным в предыдущих разделах результатам изучения отложений, слагающих келловей-волжские природные резервуары Лугинецкой зоны нефтегазонакопления, можно выделить следующие основные аспекты пространственно-временного изменения их литолого-фациальных и петрофизических характеристик.
Характерной особенностью исследуемой песчано-алеврито-глинистой келловей- волжской толщи является цикличность строения, выраженная в существовании породно-слоевых ассоциаций (циклитов) микро- и макроуровня. По данным исследования керна и материалов геофизических исследований скважин выделены и прослежены по площади циклиты подугольной (Ю/, lOf3//), межугольной и 3 2 1 0
надугольной (Of в, IO| , Of , Of) толщ. Выделенные циклиты имеют близкий вещественный состав , но отличаются по условиям формирования и фациям.
По составу все изученные отложения являются преимущественно однородной сероцветной толщей, сложенной аргиллитами, алевролитами и песчаниками с преобладанием последних . Песчаники, характеризующие продуктивные циклиты, представлены серыми, буровато-серыми мелкозернистыми разностями с прослоями среднезернистых пород. Песчаники полимиктовые с содержанием от 5 до 25 % цемента гидрослюдисто-каолинитового состава с примесью аутигенного сидерита. Из породообразующих глинистых минералов в цементах песчаников доминирует каолинит, в алевролитах - гидрослюда, в аргиллитах - гидрослюда и монтмориллонит. Пестроцветность глинистых пород обусловлена неравномерной пигментацией органическим материалом, состоящим из скоплений гелефицированной растительной массы и остатков водорослей. Характерна аллотигенная турмалин- гранат-циркон-апатит-рутиловая терригенная ассоциация минералов. В аутигенной части тяжелых фракций присутствует типичная для васюганской свиты сидерит- пиритовая ассоциация.
Наибольшее влияние на коллекторские свойства исследуемых пород оказали процессы уплотнения обломочного материала, растворение зерен, аутигенное минералообразование, перекристаллизация и регенерация.
Ухудшение коллекторских свойств происходило в результате уплотнения (конформизм) и минералообразования (регенерация, развитие кальцитового цемента). Лучшими фильтрационно-емкостными параметрами обладают породы, в которых проявились процессы разуплотнения пород, увеличивающие поровое пространство или ведущие к образованию новых пор (растворение, коррозия обломочных зерен, перекристаллизация каолинита).
Проведенные литолого-фациальные исследования позволили выделить 17 литолого-генетических типов отложений, объединенных в 8 макрофаций, для которых проведены палеогеографические реконструкции условий седиментации, обусловившие основные закономерности распространения пород-коллекторов .
Установлено, что формирование групп происходило в полифациальных условиях (в зоне перехода «суша-море») и наиболее высокими фильтрационно-емкостных свойств обладают отложения, пространственно и генетически ассоциирующиеся с прибрежно-отмелевыми (циклит Ю14) и дельтовыми (циклит Ю13 н) фациями.
На основании изучения 568 геофизических разрезов скважин и 24 разрезов с керновым материалом выявлены площадные закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных резервуаров и уточнены седиментологические критерии формирования и распространения пород- коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными своствами.
Сложный характер изменчивости петрофизических параметров продуктивных циклитов горизонта Ю-I Лугинецкой зоны нефтегазонакопления, является прямым следствием их фациальной неоднородности. Часто меняющиеся гидродинамические условия накопления осадков в разные седиментационные циклы обусловили развитие зон пласта с улучшенными значениями пористости и проницаемости, возрастающими вверх по разрезу.
Статистический анализ фильтрационно-емкостных характеристик келловей- оксфордской продуктивной толщи в совокупности с литологическими данными, позволил выявить циклическое строение последней, выраженное в наличие двух седиментационных циклов, отражающих определенные этапы развития территории. Первый седиментационный цикл объединяет продуктивные отложения подугольной толщи (циклиты Ю14 и Ю13н). Второй цикл выражается в накоплении отложений 3 2 1 0
межугольной и надугольной толщ (циклиты Ю1 в, Ю1 , Ю1 Ю1 ). Границей между седиментационными циклами является поверхность септариевого горизонта, фиксируемая в средней части циклита Ю13 в.
Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных циклитов подугольной толщи Ю14 и Ю13н характеризуются значительной латеральной и вертикальной анизотропией. При невысокой расчлененности данных циклитов (от 1,46 до 3,3), наилучшими характеристиками обладают отложения циклита Ю14 имеющие площадное распространение и характеризующиеся более равномерным распределением свойств по латерали и вертикали.
Несколько ухудшенные фильтрационно-емкостные свойства имеют отложения циклита Ю13 н, для которых характерна их резкая изменчивость не только по площади, но и по разрезу, отражающая характер формирования осадков в период максимальной регрессии моря. Отложения циклита Ю13 н обладают повышенными значениями пористости только в скважинах восточной части Лугинецкой зоны нефтегазонакопления. Более дифференцированные кривые распределения проницаемости показывают большую неоднородность пород циклита Ю13 н и как следствие, их более низкие фильтрационные свойства.
Результатом частого замещения по площади песчано-алевролитовых пропластков глинистыми породами, с формированием изолированных песчаноалевритовых линз и полос, литологически ограниченных со всех сторон, является сложный характер распределение фильтрационно-емкостных параметров. В
TZ~ 3 TZ~ 2 TZ~ 1 TZ~ 0 _ _
отложениях циклитов Ю1 в, Ю1 , Ю1 Ю1 наблюдается картина не
согласованности пористости и проницаемости (пористость убывает, а
3 2 1 0
проницаемость растет). Соответственно, отложения циклитов Ю1 в, Ю1 , Ю1 Ю1 могут быть отнесены к малопроницаемым. Пространственное распределение открытой пористости показывает ухудшение её значений в юго-западной и северозападной частях территории исследований.
Между вертикальной и горизонтальной проницаемостью пород надугольной толщи существует жесткая корреляционная связь, что позволяет предполагать наличие единой гидродинамической системы для этой части разреза.
Литологическая изменчивость различных частей горизонта Ю-I, обусловлена особенностями седиментогенеза. При структурно-фациальном анализе, установлен косослоистый характер напластования природных резервуаров, с ритмичным чередованием и дискретной линзовидной геометрией тел, обусловленный первичным седиментационным наклоном дна бассейна седиментации
Подобные работы
- ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНО-ЛУГИНЕЦКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ)
Бакалаврская работа, геология и минералогия. Язык работы: Русский. Цена: 4700 р. Год сдачи: 2021 - ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И ФАЦИАЛЬНАЯ
ИЗМЕНЧИВОСТЬ ВЕРХНЕЮРСКИХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ ЛУГИНЕЦКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(Томская область)
Дипломные работы, ВКР, геология и минералогия. Язык работы: Русский. Цена: 4620 р. Год сдачи: 2016