5. Особенности пород Баженовской свиты

Отложения Баженовской свиты представляют собой уникальный по своей перспективности объект нефтедобычи. Основные нетрадиционные запасы углеводородов России сосредоточены именно в нефтематеринской породе Баженовской свиты и представлены высококачественной малосернистой нефтью и углеводородными газами.

Высоконефтенасыщенные глинистые отложения БС имеют практически повсеместное распространение в пределах центральной части Западно-Сибирской низменности на площади более 1 млн. км2. Суммарные ресурсы нефти в них оцениваются в размере 0,8-2,1 трлн. т, а потенциал прироста извлекаемых запасов нефти оценивается в размере не менее 30-40 млрд. тонн.

В настоящее время этот потенциал используется неэффективно. Накопленный опыт свидетельствует, что применение традиционных способов разработки может привести к извлечению всего 3% запасов нефти. Главная причина неэффективности разработки месторождений Баженовской свиты традиционными способами заключается в нетривиальном характере фильтрационно-емкостных свойств её пород:

Нефтекерогеносодержащие породы БС представлены двумя принципиально отличными типами:

а) микротрещиноватым (порово-трещинноватым) коллектором – матрицей, которая практически непроницаема при сложившихся к настоящему времени пластовых условиях (давлении и температуре);

б) макротрещиноватым (трещинно-кавернозным) коллектором, нефтеотдающим при реализации традиционных способов разработки, хотя и эти коллекторы в обычных условиях характеризуются весьма неоднородной областью дренирования.

Доля литотипов пород с преобладанием макротрещиноватого коллектора существенно ниже доли литотипов пород с микротрещиноватостью, что является одной из главных причин низкой эффективности разработки месторождений баженовской свиты на естественном режиме;

Отличительной особенностью Баженовской свиты как нефтематеринской породы является незавершенность процесса преобразования органического вещества в нефть. В отличие от ближайшего аналога – нефтеносных сланцев, в породах Баженовской свиты наряду с легкой нефтью, занимающей пустоты, углеводороды содержатся также в связанном виде, в сапропелевом веществе – керогене, который является составной породообразующей частью Баженовской свиты.

В настоящее время выявлены следующие особенности пород Баженовской свиты: тонкоплитчатая, слойчатая и листоватая структура; низкие пористость и проницаемость коллекторов; аномально высокие пластовые давления в залежах; пониженная скорость прохождения упругих сейсмических волн через толщу аргиллитов; наличие вертикальных и горизонтальных трещин; хрупкость пород.

Глава 2. Особенности геолого-физических характеристик месторождений Баженовской свиты

1. Основные геолого-физические параметры залежи нефти Баженовской свиты Средне-Назымского и Галяновского месторождений

Средне-Назымское нефтяное месторождение расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области на правобережной части реки Оби, открыто в 1980 году.

Свойства нефти Средне-Назымского месторождения изучены по поверхностной пробе скв. 219 глубина отбора 2300 м (интервал 2720-2735 м). По результатам лабораторных исследований нефть характеризуется как легкая с плотностью 0,828 г/см3, малосернистая (серы 0,49%), малопарафинистая (1,76%). Вязкость пластовой нефти в пластовых условиях составила 0,62 мПа*с, газосодержание – 126 м3/т, объемный коэффициент – 1,29.

Химический анализ пластовых вод месторождения выполнен всего в трех скважинах. Минерализация воды, в среднем 19,4 мг/л, плотность воды в пластовых условиях 1,021 г/см3, вязкость воды в пластовых условиях – 0,35 мПа*с.По результатам анализа и проведенных исследований основные параметры залежей нефти Бженовской свиты Средне-Назымского месторождения отражены в таблице 2.1.. Разрез экспериментального участка представлен чередованием проницаемых карбонатов и низкопроницаемых аргиллитов.

Таблица 2.1.

Основные геолого-физические параметры залежи нефти Баженовской свиты Средне-Назымского месторождения

Параметры	Единицы измерения	Значения
Глубина залегания	м	2736
Общая толщина	м	38
Эффективная толщина	м	7,0
Пористость	%	8,0
Начальная нефтенасыщенность	д.ед.	0,85
Средняя проницаемость	10-3мкм2	4,2
Коэффициент песчанистости	д.ед.	0,18
Коэффициент расчлененности	д.ед.	6
Пластовая температура	оС	108
Начальное пластовое давление	МПа	33,1
Текущее пластовое давление	МПа	17 - 23
Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа·с	0,62
Плотность нефти в пластовых условиях	кг/м3	729
Объемный коэффициент	д.ед.	1,282
Общее количество смол и парафинов	%	6,7
Газовый фактор	м3/т	125
Вязкость воды в пластовых условиях	мПа·с	0,33

Для схематизации участка для проведения оценочных гидродинамических расчетов приняты следующие данные: общая толщина пласта- 25 м, коэффициент расчлененности – 6, проницаемость карбонатной части коллектора - на уровне10-1 мкм².

Поэтому схематизация пласта БС Средне-Назымского месторождения в районе скв. № 219 можно принять в следующем виде (таблица 2.2.).

Исследования кернов, отобранных из 24 скважины Галяновского месторождения. Пиролитический метод исследования образцов керогеносодержащих пород основан на том, что десорбция газовых и жидких углеводородов, а также последующая деструкция органического вещества кернов происходит при разных температурах, содержание продуктов определяется в специальных детекторах.

Таблица 2.2.

Геологическая схематизация опытного участка проведения ОПР по термогазовому методу на залежи Баженовской свиты Средне-Назымского месторождения в районе скважин №219

Проницаемость 1·10-7 мкм2	Толщина 6 м		Пористость 2,7%
Проницаемость 100·10-3 мкм2	Толщина 2 м		Пористость 2,43%
Проницаемость 1·10-7 мкм2	Толщина 5 м		Пористость 2,19%
Проницаемость 100·10-3 мкм2	Толщина 3 м		Пористость 4,17%
Проницаемость 1·10-7 мкм2	Толщина 7 м		Пористость 1,69%
Проницаемость 100·10-3 мкм2	Толщина 1 м		Пористость 2,7%

Образец керна (массой около 100 мг) постепенно нагревается до температуры 550 ^оС в инертной атмосфере по специальной программе.

На Галяновском месторождении порода представлена аргиллитом битуминозным серого, темно-серого, коричневато-серого, местами черного цвета, местами слоистым, иногда массивным. Слоистость субвертикальная, тонкая до нитевидной. По всему разрезу присутствуют редкие включения желваков и линзочек тонкокристаллического пирита, отмечаются редкие зеркала скольжения, а также редкие, тонкие, субвертикальные иногда разноориентированные трещины, в верхней части разреза заполненные белым кальцитом. В нижней части разреза по ним отмечаются выпоты нефти. Интенсивное проявление нефти отмечается с глубины 2726 м.

На Средне-Назымском месторождении порода представлена аргиллитом битуминозным серого, темно-серого, коричневато-серого, местами черного цвета, преимущественно алевритистым, иногда глауконитовым, пиритизированным, реже известковым. Встречаются прослои известняка (алевритового, псаммитового, пиритизированного) и доломита (пиритизированного, битуминозного). По всему интервалу порода преимущественно плотная, непористая, иногда массивная, параллельно слоистая и субпараллельно ориентированная, иногда волнистая и штриховато-полосчатая, подчеркнута пиритизацией и ориентировкой углефицированного растительного детрита.

Как следует из проведенных исследований, для Галяновского месторождения распределение органического вещества по площади крайне неравномерно, и содержание органического углерода различается в 2 раза. Так, для скв. 2024 содержание нативной нефти (если исключить данные для глубины отбора 2723,3 м) составляет примерно 10 мг УВ/г породы, а нефтегенерационный потенциал - около 50 мг УВ/г. При этом разброс данных по толщине пласта незначителен. Для скв. 42 в нижней и верхней частях прослоя содержание нативной нефти примерно в 3 раза ниже, чем в скв. 2024 и в 5 раз ниже, чем в средней части.

Несколько иные результаты получены при исследовании кернов из скважин Средне-Назымского месторождения. Усредненное по разрезу содержание нативной нефти и нефтегенерационного потенциала мало отличаются друг от друга (соответственно 4,85 и 28,4 мг УВ/г породы для скв. 3002 и 4,2 и 23 мг УВ/г породы для скв. 3002) и в 2 раза ниже, чем для Галяновского месторождения. Однако имеется еще одно весьма существенное отличие. Измеренный нефтегенерационный потенциал S₂ (генерация углеводородов из керогена при нагревании) может изменяться по толщине пласта более чем в 50 раз. При этом самым низким его значениям соответствуют максимальный выход СО₂, образующегося, очевидно, при термическом разложении карбонатов. Для кернов Галяновского месторождения таких низких значений S₂ (порядка единиц мг УВ/г породы) не наблюдалось.

Значения изученных параметров могут сильно отличаться как по толщине разреза, так и по площади залегания. Поэтому приведенные данные из-за ограниченности использованного кернового материала носят предварительный характер. Для получения более обоснованных значений необходимо проведение широкомасштабных исследований геохимических характеристик кернового материала из всех пробуренных скважин в сочетании с геолого-физическими, петрографическими и другими применяемыми методами.