Файл: Магистерская диссертация тема работы Потенциал закачки со 2 в истощенные месторождения васюганской свиты Томской.pdf
Добавлен: 22.11.2023
Просмотров: 126
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
48
Доюрские отложения вскрыты скважинами в интервалах 2949-3029 м и
2809-2918 м. Отложения представлены зеленокаменными миндалевидными спилитами, интенсивно выветрелыми вверх по разрезу, переходящими в кору выветривания.
Мезозойская эратема
Юрская система
Юрские отложения описываемой территории представлены отложениями разных фаций средней и верхней юры мощностью 199-309 м. Они разделяются на три свиты - тюменскую, васюганскую и баженовскую.
Нижне-среднеюрский отдел
Байосский и батский ярусы тюменская свита
Отложения тюменской свиты несогласно залегают на размытой поверхности доюрских отложений и вскрыты скважинами на полную мощность, где она составляет 117 м и 91 м соответственно. В фациальном разрезе отложения свиты имеют континентальный генезис – в разрезе явно прослеживаются озерные и аллювиально-болотные последовательности – неравномерно переслаивающиеся аргиллиты, алевролиты, песчаники различной зернистости, углистые сланцы и угли. Свита постепенно опесчанивается вверх по разрезу, где выявляются пласты Ю
2
, Ю
3
и Ю
4
, из которых последний является наиболее мощным. Вследствие своего континентального генезиса, данные пласты обладают значительной фациально-литологической изменчивостью, а также латеральной и вертикальной неравномерностью.
Средне-верхнеюрский отдел
Батский, келловейский и оксфордский ярусы васюганская свита
Породы васюганской свиты вскрыты всеми скважинами месторождения.
Отложения свиты встречаются на глубинах 2645-2752 м и хорошо выделяются в разрезах скважин и по латеральному простиранию. Отложения свиты представлены различными фациями морского и континентального генезиса и
49 традиционно дифференцируются на нижне- и верхневасюганскую подсвиты, которые различаются по фациальному и литологическому составу.
Нижневасюганская подсвита преимущественно представлена мелководными фациями морского генезиса – в разрезе прослеживаются последовательности глинистых пород: темно-серых аргиллитов с редкими и маломощными алевритистыми прослоями. Подсвите присуща выдержанность по латерали; мощность составляет порядка 30 м.
Верхневасюганская подсвита преимущественно песчанистая и представляет собой регионально нефтегазоносный горизонт Ю
1
, являющийся основным продуктивным объектом как в описываемой зоне, так и практически на всех месторождениях Томской области. Горизонт Ю
1
формировался в трансгрессивно-регрессивную стадию развития осадочного бассейна, что позволяет выделить в его составе три осадочных пачки:
- подугольную, песчаную, мелководно-морскую, регрессивную;
- межугольную, прибрежно-континентальную;
- надугольную, преимущественно песчаную, мелководно-морскую.
В объеме горизонта в описываемой зоне выделяются пласты Ю
12
(надугольная толща), Ю
1М
(межугольная толща) и Ю
13
(подугольная толща).
Продуктивными из которых являются пласты Ю
12
и Ю
13
. Мощность свиты составляет 55-70 м.
Кимериджский ярус георгиевская свита
Породы васюганской свиты перекрываются глубоководно-морскими глинами георгиевской свиты. В пределах описываемой зоны мощность свиты незначительна и составляет 4-8 м.
Волжский ярус баженовская свита
Породы георгиевской свиты перекрываются глубоководно-морскими битуминозными аргиллитами темно-бурыми, плотными, крепкими, участками плитчатыми, иногда карбонатизированными, с включениями пирита и обломков
50 раковин белемнитов, брахиопод и пелеципод. Породы свиты входят в состав региональной верхнеюрско-меловой покрышки юрского нефтегазоносного комплекса.
Морские осадки баженовской свиты характеризуются выдержанностью литологического состава и площадного распространения, четкой стратиграфической привязкой. Эти факторы, а также четкий облик на каротажных диаграммах, делают свиту региональным репером. Мощность свиты
20-28 м.
Вышележащие меловые отложения (куломзинская, тарская, киялинская, алымская, покурская, кузнецовская, ипатовская, славгородская, ганькинская свиты), палеогеновые и четвертичные отложения представлены терригенным песчано-глинистым разрезом, согласно перекрывающим юрские породы. Общая толщина отложений – 2623-2730 м [60].
2.3.2 Структурно-тектоническая характеристика
В тектоническом отношении месторождение Х приурочено к одноименной группе поднятий в пределах Моисеевского куполовидного поднятия (структура II порядка), расположенного в южной части Каймысовского свода, в зоне его сочленения с Нюрольской мегавпадиной (Рисунок 2.1).
Характерной особенностью
Каймысовского свода является субмеридиальная составляющая структурного плана его центральной части и наличие двух основных систем тектонических нарушений северо-западного и северо-восточного простирания, в региональном плане генетически связанных с
Колтогорско-Уренгойским мегапрогибом.
По отражающему сейсмическому горизонту IIа, приуроченному к подошве баженовской свиты, Каймысовский свод оконтуривается изогипсой -
2650 м. В пределах этой изогипсы размеры свода составляют: длина 215 км, ширина 60-120 км, амплитуда поднятия 350 м. Абсолютные отметки сводовых
51 частей на структурах второго порядка составляют минус 2300 минус 2400 м, внутренние прогибы и впадины имеют отметки, сопоставимые с оконтуривающей изогипсой.
Рисунок 2.1 – Фрагмент тектонической карты юрского структурного яруса осадочного чехла юго-востока Томской области [18]
В глубинном строении района принимают участие два структурных этажа, разделенных между собой поверхностью углового и стратиграфического несогласия: нижний гетерогенный складчато-блоковый палеозойский фундамент, сложенный сильно метаморфизованными, дислоцированными горными породами различного состава, прорванными интрузиями и осложненными многочисленными тектоническими нарушениями, и верхний платформенный чехол, представленный преимущественно терригенными породами [58].
52
2.3.3 Нефтеносность
Промышленная нефтеносность месторождения связана с горизонтом Ю
1
васюганской свиты в составе которого выделяются продуктивные пласты Ю
12
и
Ю
13
, сложенные терригенными отложениями. Коллекторы пластов представлены терригенными песчаными отложениями полимиктового состава.
Пласты разделены между собой глинисто-алевролитовой пачкой (межугольная толща) толщиной от 2 до15 м. Месторождение относится к многопластовым, нефтяным.
Пласт Ю
1
3
Коллекторы пласта Ю
13
представлены средне-мелко-тонкозернистыми песчаниками, с существенно различающимися фильтрационно-емкостными свойствами по площади месторождения. Данный пласт хорошо выделяется на разрезах всех скважин данного месторождения по характерной резкой аномалии
ПС и ГК, и является самым мощным относительно других песчаных пластов горизонта Ю
1
. Установлено, что данный пласт представляет собой единое песчаное тело со средней протяженностью 12-40 м.
Седиментологическое накопление обломочного материала данного пласта происходило в стадию регрессии морского бассейна, вызванной тектонической активностью, происходившей в конце келловейского начале оксфордского веков. Регрессивный характер условий седиментации прослеживается по типичному поведению кривых гамма каротажа и каротажа потенциала самопроизвольной поляризации – их амплитуда увеличивается вверх по разрезу.
Подугольная толща, представленная пластом Ю
13
, ограничивается снизу мощными глинистыми отложениями нижневасюганской подсвиты, сверху – тонким углистым пластом У
1а
, толщиной порядка 1 м, хорошо выделяемым по характерной аномалии АК и ГК, и служащим нижней границей межугольной толщи.
53
В пласте установлены шесть нефтеносных частей пластово-сводового типа литологически, в отдельных случаях тектонически, ограниченных.
Геометрия участков определяется не только по структурным, но и литологическим, стратиграфическим, тектоническим и гидродинамическим факторами. Размеры залежей изменяются от 1,5×2,1 км до 10,1×11,5 км, высота
– от 25 м до 100 м.
Коллекторские свойства пласта изучены по керну и данным геофизических исследований скважин (ГИС). По пласту Ю
13
среднее значение нефтенасыщенной толщины составляет 11,8 м, проницаемости − 32 мД.
Выше по разрезу пласт Ю
13 перекрывается межугольной толщей, отложения которой были накоплены в условиях приливно-отливных отмелей и прибрежных болот. В составе данной толщи выделяют песчаный пласт Ю
1МУ
, со средней мощностью 4 м. Межугольная толща ограничена снизу угольным пластом У
1а
, сверху – угольным пластом У
1
Пласт Ю
1
2
Коллекторы пласта Ю
12
развиты не повсеместно. Зоны замещения их непроницаемыми разностями пород локально распространены по всей площади, но наиболее концентрированы в южной части месторождения.
Терригенные отложения надугольной толщи, представленной пластом
Ю
12
, формировались в мелководно-морских условиях. Здесь прослеживаются характерные для предфронтальной зоны пляжа фации – хорошо сортированные мелко-тонкозернистые песчаники с разнообразием текстур и интенсивной биотурбацией. Песчаный пласт Ю
12 сверху ограничивается глинистыми отложениями георгиевской и баженовской свит (Рисунок 2.2).
В пласте выявлены семь частей. Залежи пластово-сводовые, литологически и тектонически ограниченные. Размеры их изменяются в пределах до 21,5×30,5 км, высота – порядка 50-60 м.
Коллекторские свойства пласта изучены по керну и данным ГИС.
Средние нефтенасыщенные толщины пласта Ю
12
невысокие и изменяются от 2,3 м до 3,4 м, средняя проницаемость − 4 мД, расчлененность 1 ед.
54
Рисунок 2.2 – схема корреляции продуктивных пластов Ю
12
и Ю
13
[58]
Концептуальная модель отложений васюганской свиты данного месторождения представлена на Рисунке 2.3 и подразумевает преимущественно прибрежно-морской и мелководно-морской генезис продуктивных пластов [19].
Рисунок 2.3 – Концептуальная фациальная модель продуктивных отложений месторождения Х [19]
55
Нефти пласта Ю
12 и Ю
13
парафинистые, сернистые, малосмолистые, тяжелые, вязкие. Попутный газ содержит незначительное количество азота и углекислого газа и большое количество светлых фракций.
Давление насыщения (7,5 МПа) значительно ниже начального пластового
(27,5 МПа). Газосодержание низкое (70-72 м
3
/т), что не создает жестких ограничений на режимы эксплуатации добывающих скважин.
Освещенность стандартными исследованиями керна, а также исследованиями проб пластовых флюидов позволяет обосновывать геолого- физические параметры всех пластов месторождения. Степень изученности месторождения позволяет решать задачи по оценке запасов углеводородов и проектирования разработки [58].
56
1 2 3 4 5 6 7 8 9
3. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ
Создание геологической модели месторождения Х было проведено в программном обеспечении Schlumberger «Petrel 2020.5» опираясь на методические рекомендации по построению геолого-технологических моделей нефтегазовых месторождений [16].
3.1 Выбор целевого объекта для моделирования
Согласно геологической характеристике, данное месторождение можно отнести к категории сложно-построенных, что заключается в латеральной и вертикальной неоднородности резервуара, совместной локализации в залежах как трудно-, так и хорошо извлекаемых запасов, в большой изменчивости коллекторских свойств по разрезу, и скачкообразном поведении водонефтяного контакта (ВНК).
Наиболее перспективным объектом разработки данного месторождения является пласт Ю
13
, который по сравнению с вышезалегающим пластом Ю
12 имеет бо́льшую эффективную толщину, наиболее продуктивен по результатам гидродинамических исследований скважин (ГДИС) и обладает лучшими фильтрационно-емкостными свойствами (согласно данным исследования керна).
Таким образом, вышеописанные преимущества пласта легли в основу его выбора как основного объекта под закачку углекислого газа, в связи с чем дальнейшее моделирование проводилось только для данного пласта.
Геологическое моделирование всего участка месторождения не представлялось возможным, в силу отсутствия полноты данных о строении и характеристиках всех разведанных залежей. Учитывая сложный характер строения всего месторождения в целом, а также с целью сокращения времени проведения расчетов фильтрационной модели, для симуляции закачки СО
2
была
57 выбрана наиболее простая куполовидная структура субмеридионального простирания, расположенная в северной части месторождения.
Таким образом, для дальнейших расчетов симуляции закачки СО
2
была создана трехмерная секторная (5×5 км) геологическая модель, представляющая собой совокупность следующей информации:
−
скважинные данные (координаты устьев скважин, траектории скважин, результаты интерпретации ГИС);
−
стратиграфические отбивки пластов по скважинам;
−
поверхности кровли и подошвы стратиграфических частей пластов;
−
грид общей толщины пластов;
−
поверхность ВНК;
−
кубы песчанистости, пористости, проницаемости и водонасыщенности [16].
3.2 Построение структурного каркаса
Первым шагом при построении геологической модели является создание структурного каркаса месторождения. Для корректного проведения структурных построений была использована структурная карта по отражающему горизонту II
а
(подошва баженовской свиты), послужившая основой для создания стратиграфической кровли пласта Ю
13
. Таким образом, структурный каркас целевого пласта был построен методом прибавления толщин к отражающему горизонту II
а
, и далее скорректирован с учетом всех скважинных отбивок.
На основе анализа характеристик неоднородностей пластов и их палеофациальных особенностей размер ячеек грида был выбран 100×100 м. Как известно из геологической характеристики месторождения, моделируемый объект (пласт Ю
13
) представляет собой выдержаное по простиранию и разрезу