Р
Условные обозначения
Палеогеографические обстановки: 1 - плато, нагорья, горные области (более 600 м); 2 - области денудации (холмистое плато) (200-600 м); 3 - аллювиально-озерно-болотная равнина (до 200 м); 4 - марши, лагуны; 5 - верхняя сублитораль; 6 - средняя сублитораль; 7 - нижняя сублитораль; 8 - псевдобатиаль, границы: 9 - Западной Сибири; 10 - битуминозных отложений; 11 - аномальные разрезы; органические остатки: 12 - кокколитофориды; 13-т радиолярии; 14- белемниты; 15 – аммониты; 16 - двустворчатые моллюски; 17-фораминиферы.
ис. 1.3. Палеогеографическая карта Западной Сибири в поздневолжское время
Считается, что условия осадконакопления в баженовском бассейне характеризовались сероводородным заражением придонных вод. Однако первые находки следов илоедов в высокоуглеродистых (Сорг = 10,5 %) баженовских породах на юго-востоке плиты в районе Томской области свидетельствуют о том, что «приходится допускать наличие участков со слaбым кислородным насыщением ниже поверхности осадок – вода в глубоководных впадинах на дне баженовского моря». Находки следов зарывающихся организмов, остатки бентосной фауны, различные геохимические показатели указывают на, по крайне мере, периодическое отсутствие условий сероводородного заражения в придонных слоях баженовского моря.
Баженовское море было относительно мелководным. Об этом свидетельствуют разности глубин залегания ундоформенной и фондоформенной частей ачимовских клиноциклитов, заполнивших бассейн позднее, которые составляют 200-300 м.
Баженовская свита Западной Сибири охватывает стратиграфический объем волжского яруса - нижней части берриаса. Обычно он представлен тонкослоистыми, иногда тонкокомковатыми и пятнистыми углеродсодержащими глинисто-кремнистыми и известково-глинистыми отложениями с устойчивыми характеристиками вещественного состава и мощности. На отдельных участках наблюдаются также прослои аргиллитов с пониженной битуминозностью, а роль ловушек и коллекторов играют зоны разрушения и раздробления горной породы. Свита обладает минимальной изменчивостью состава отложений на площади распространения.
Впервые промышленные притоки нефти из Баженовской свиты получены в 1967 г. в скважине Салымского месторождения, при испытании которой получены притоки нефти дебитом 5 м3/сут. и газа дебитом 1000-1200 м3/сут. Необычность баженовского резервуара Салымского месторождения заключается в том, что коллекторы приурочены к микрослоистым, листоватым аргиллитам с межслоевой пустотностью с высоким содержанием органического вещества (рис. 1.4.).
Отдающими интервалами в баженовско-абалакском комплексе прежде всего могут быть трещинно-кавернозные карбонатные отложения. Вторым типом коллектора могут быть трещиноватые или листоватые баженовиты, сложенные преимущественно керогеном и кремнеземом. Пористость этих пластов, по оценкам разных авторов, может достигать 20 % при проницаемости, превышающей 1 мкм2 (сообщающиеся хорошо раскрытые трещины). При этом пористость матрицы составляет единицы процентов (обычно 1-2 %), не превышая 5 % (один образец из 200 исследованных).
Ознакомившись с разрезами БС в центральной и западной частях ее распространения, данными о продуктивности, результатами промыслово-геологических исследований (ПГИ), учитывая огромный опыт предыдущих исследований, наиболее перспективным объектом являются карбонатные прослои, протяженность которых может составлять несколько километров.
Условные обозначения:
1-битуминозные аргиллиты;
2-аргиллиты с прослоями ракушки;
3-известняки, в т.ч. доломитизированные;
4-сицилиты;
5-мергели;
6-пятнистые небитуминозные аргиллиты;
7-аргиллиты с карбонатными конкрециями;
8-углисто-глинистые алевролиты и песчаники;
9-вторичные брекчии с базальным карбонатным цементом;
10-пиритовый слой;
11-сильно битуминозные массивные породы;
12-потенциально продуктивный слой;
13–редко продуктивный слой
Рис. 1.4. Разрез Баженовской свиты Салымского месторождения
На Большом Салыме к ним относится пласт КС1, расположенный в пограничной зоне между отложениями абалакской и баженовской свит. К северу от Большого Салыма, на Сургутском и Красноленинском сводах такие пласты встречаются в самой толще БС и идентифицируются как первично карбонатные (водорослевые, ракушняковые банки) или вторично-карбонатизированные пласты. В разрезе БС можно выделить несколько интервалов, где кремнистые породы подверглись частичной или полной карбонатизации. Лучше всего по площади прослеживается карбонатный прослой, приуроченный к границе верхней и нижней частей БС, которые существенно различаются по плотности, что обусловлено различным содержанием керогена. Плотностные характеристики этих частей свиты позволяют выявлять границу по данным сейсморазведки.
Выяснение природы карбонатных тел – очень важный фактор для прогноза их распространения. Возраст и время формирования органогенных карбонатных построек могут различаться в зависимости от времени максимальной трансгрессии морского бассейна. Поэтому поиск и прогноз распространения карбонатных пород необходимо проводить на базе литолого-фациальных исследований. После проведения литолого-фациального анализа необходимо оценить и установить закономерности изменения литологического состава. В общем виде эти закономерности проявляются в увеличении доли терригенной (глинистой) составляющей в прикровельной и приподошвенной частях БС и повышении генерационного потенциала вверх по разрезу.
Породы, которые имеют преимущественно кремнистый и карбонатный состав, являются потенциальными коллекторами с емкостью трещинного и порово-трещинного типа. Они наиболее предрасположены к образованию трещин в результате тектонических движений или иных воздействий, выразившихся в резком снижении пластового давления и изменении напряженного состояния этих пород. Признаки такого воздействия можно наблюдать на керне.
Для оценки свойств разреза, с точки зрения того, какие породы и при каких начальных условиях следует подвергать гидроразрыву, необходимо охарактеризовать разрез по упруго-прочностным свойствам слагающих пород. Для этого следует провести исследования пород в условиях неравномерного сжатия. Коллекция керна должна включать все основные типы пород, особое внимание необходимо обратить на кремнистые и карбонатные разности. Ожидается, что последние будут наиболее хрупкими и разрыв их сплошности произойдет при меньших внешних давлениях. Такая информация необходима как для проектирования дизайна ГРП, так и для оценки работы пласта в целом.
История совместной разработки баженовско-абалакского комплекса залежей БС в центральной части Западной Сибири показывает, что она отличается от разработки традиционных коллекторов. Прежде всего, необходимо отметить следующие особенности:
Неравномерное по площади распределение скважин с высоким начальным дебитом. Причем разница в дебитах может составлять два порядка: от первых тонн в сутки до нескольких сотен.
Скважины с притоками нефти характеризуются (но не всегда) повышенными температурами и аномально высоким пластовым давлением (АВПД), которое может превышать гидростатическое в 1,8 раза. Это свидетельствует, во-первых, о наличии значимых запасов нефти, приведших к автофлюидоразрыву пласта и повышению давления, во-вторых, о потенциально больших коэффициентах извлечения нефти (КИН) на упругом режиме разработки.
Существенное увеличение дебитов скважин после проведения гидроразрыва пласта (ГРП).
Достаточно резкий спад производительности скважины: в течение года дебит может снизиться на порядок. При этом притоки из основного продуктивного пласта КС1 (карбонатный слой) баженовско-абалакского комплекса на Салымском месторождении могут поддерживаться на протяжении нескольких десятков лет на уровне 10 т/сут.
Согласно анализу данных гидродинамических исследований скважин на Салымском месторождении, проведенных ОАО «ВНИИнефть», БС следует рассматривать как толщу, состоящую из интервалов коллекторов, отдающих нефть из пласта в скважину, и матрицы, отдающей нефть в интервалы-коллекторы. Нефтеотдающие интервалы обеспечивают 30 %, матрица – 70 % добычи нефти.
Основной задачей при изучении нефтеносности является получение информации о нефтеотдающих интервалах БС. Практически не имея возможности изучить их на керне, геологи разработали около десятка моделей, объясняющих тип коллектора и процессы его образования.
В то же время анализ механизмов образования емкости пород БС невозможен без создания корректной геологической модели отложений, учитывающей множество факторов. Среди них главные – процессы преобразования минеральной и органической пород при накоплении осадка, диа- и катагенезе. Осложняющим фактором являются образование трещин и кольматация при техногенном воздействии на породу при бурении и подъеме колонки керна на поверхность. Задача определения и корреляции типов пород осложняется также тем, что разрезы БС, охарактеризованные керном, значительно различаются даже в соседних скважинах. Вмещающие промышленные скопления нефти отложения, имеющие «нетрадиционный» состав пород-коллекторов, требуют специально разработанных методик их изучения. Такой комплексной методики в настоящее время нет.
Нефтеотдающие интервалы в БС имеют ограниченное распространение по площади, распределены в разрезе неравномерно, их толщина составляет от первых десятков сантиметров до первых метров. Проблема исследования нефтеотдающих интервалов заключается в том, что трещиноватые, листоватые породы при бурении практически невозможно извлечь на поверхность в виде целых образцов керна: они обычно крошатся и выносятся в виде шлама или небольших обломков пород. По этой причине изучение нефтеотдающих интервалов на керне практически невозможно, а оценить их фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) можно только по данным ПГИ скважин. Причем оценка проницаемости может быть проведена только по данным гидродинамических исследований.
Проблема разработки залежей нефти в БС заключается в низком КИН. В настоящее время коэффициент извлечения нефти из пласта Ю0 Баженовской свиты Салымского месторождения из запасов, подсчитанных на основании неочевидной методики, составляет около 7%. Основным при разработке Баженовской свиты остается вопрос увеличения КИН. При этом в первую очередь интерес представляют уже сформировавшиеся залежи нефти, из которых ее можно извлечь «традиционными» методами. В дальнейшем объектом разработки может являться вся толща, насыщаемая нефтью при термической деструкции керогена.