Особенности выделения и оценки коллекторов Ачимовских отложений (на примере разреза скважины 22 Карасевского лицензионного участка (ЛУ)

Авторы: Тарасова Е.В., Жужлев М.А., ООО «Петровайзер»

Ачимовские отложения представляют несомненный интерес, поскольку в них сосредоточены огромные запасы углеводородов. Это отложения в Западной Сибири, залегающие на глубинах двух- четырех километров в нижней части меловых отложений над баженовской свитой. По поводу их строения и интерпретации написано множество научных работ [1, 2, 3].

В работе [2] указывается: «Ачимовская толща занимает важное место в стратегии развития ресурсной базы …, так как обладает огромным ресурсным потенциалом. Ввиду сложного геологического строения и специфических особенностей разработки ачимовскую толщу целесообразно выделить в отдельный объект изучения. С целью аккумуляции знаний и опыта работы, структурирования актуальных проблем, развития новых технологий, а также тиражирования наиболее эффективных решений в компании сформирован единый центр компетенций по работе с ачимовской толщей.»

Карасевский (ЛУ) расположен в Надымском районе Ямало-Ненецкого автономного округа и находится в стадии доразведки.

Результаты исследования скважины 22 этого участка используются для построения геомодели ачимовских отложений, уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности данного ЛУ. В результате изучения скважины 22 получена возможность уточнения петрофизических зависимостей и критериев выделения коллекторов.

«Нефтегазовые запасы Карасевского месторождения относятся к трудноизвлекаемым, — отмечает основатель фонда «Энергия», бывший министр энергетики России Игорь Юсуфов [3].

Ачимовские отложения действительно весьма своеобразны. «Несмотря на то, что история изучения геологии ачимовской толщи насчитывает несколько десятков лет, объем выработки запасов этих отложений не достигает даже 10 %, а число лицензионных объектов, на которых ачимовские пласты введены в промышленную разработку, составляет единицы. Это связано со сложным геологическим строением пластов, вертикальной и латеральной неоднородностью, низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и высоким коэффициентом водонасыщенности.»[1].

С одной стороны толща имеет широкое распространение по площади и содержит большое количество песчано-алевритовых тел, которые могут служить вместилищем УВ, глинистые покрышки над ними, а также региональную подстилающую нефтематеринскую толщу – баженовскую свиту, то есть все положительные предпосылки для массового развития скоплений УВ. Однако есть и другая сторона. Природа одарила эти отложения почти всеми возможными трудностями для их анализа, изучения и освоения.

    Во первых геологические сложности:
  • Ачимовские отложения характеризуются огромным разнообразием строения резервуаров;
  • отложения многопластовые, им свойственно тонкослоистое, линзовидное строение залежей и гидродинамическая несвязанность прослоев;
  • зачастую  они осложнены тектоническими и литологическими экранами;
  • характеризуются многофазным состоянием залежей;
  • сложная структура порового пространства – наличие песчано-глинистых пород с базально-поровым и базальным типом цементации;
  • широкий диапазон изменения пластовых давлений;
  • обладают высокой начальной водонасыщенностью пластов, что при низкой величине нефтенасыщенности может приводить к отсутствию притоков;
  • отягощены тяжелыми парафинами. К примеру, значения парафинистости нефти Ачимовских отложений Карасевского ЛУ достигают 4.1-5. 6%.

Геологические причины в свою очередь приводят ко второму пункту, а именно – к неоднозначности интерпретации результатов ГИС (геофизических исследований скважин), ГТИ (геолого-технологических исследований) и изучения кернового материала. В работе [1] сообщается: «…поскольку в настоящее время отсутствует понимание оптимального комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) и изучения керна. Тонкая слоистость ачимовских отложений усложняет дифференциацию коллекторов нефти и газа, а также вынуждает использовать современные методы ГИС с высокой вертикальной разрешающей способностью. Значительная анизотропия ФЕС (фильтрационно-емкостных свойств) пород вносит погрешность в петрофизические модели таких параметров, как пористость, проницаемость, водонасыщенность, а линзовидное строение залежи и гидродинамическая несвязанность прослоев затрудняет применение капиллярных моделей. …наличие маломощных гидродинамически несвязанных линз значительно осложняет понимание и оценку характера притока; определение ВНК по ГИС затруднено, слоистая и дисперсная глинистость приводят к занижению сопротивления породы и, как следствие, неверному определению коэффициента нефтенасыщенности».

    Как следствие возникают причины неоднозначности интерпретации:
  1. Коллекторы обладают сложной структурой порового пространства (базальный и порово-базальный тип цементации).
  2. По традиционному комплексу ГИС (АК+ННК+ГГКпл) и по механическому каротажу ГТИ определяются коэффициент общей либо открытой пористости. На рисунке 1 видно, что эффективная пористость Кпeff ачимовских отложений Карасевского месторождения по результатам петрофизических исследований керна значительно отличается от открытой Кп, четкой зависимости не выявлено, следовательно невозможно опираться на полученные по ГИС/ГТИ значения открытой пористости для оценки коллекторских свойств. Только для отложений, для которых значения открытой и эффективной пористости близки, их значения, определенные по стандартному комплексу ГИС (АК+ННК+ГГКпл) и/или по механическому каротажу ГТИ (коэффициент буримости, нормализованная скорость проходки, удельная энергоемкость разрушения пород и пр.) могут служить критерием для оценки их коллекторских свойств.

    Рис.1. Связь коэффициентов эффективной (Кпeff) и открытой (КР) пористости по результатам исследования керна.

  3. Невозможно базировать выводы о коллекторских свойствах пород ачимовских отложений, опираясь на Кпр по ГИС как количественный критерий, тем более при малых толщинах выделенных пластов, поскольку из-за дисперсии коэффициентов уравнений связи прогнозные значения проницаемости могут определяться с достаточно большой ошибкой, которая растет в геометрической прогрессии с ростом значений проницаемости
  4. Тонкослоистость разреза - большая часть выделенных по ГИС пластов в интервалах испытания не превышает 1.5 м, среднее значение эффективной толщины составляет 1.2 м. При традиционном аппаратурном и методическом обеспечении геофизических исследований все подсчетные параметры, а именно эффективная толщина (heff), коэффициент пористости (Кп) и нефтегазонасыщенности (Кнг) в абсолютном большинстве случаев могут быть определены в пластах и прослоях эффективной толщиной > 1.5 м.» [5],
  5. При гидродинамической несвязанности отдельных прослоев возможно значительное завышение суммарной эффективной толщины в продуктивной части залежи.
  6. Наличие слоистой и дисперсной глинистости приводит к занижению сопротивления породы и, как следствие, неверному определению коэффициента нефтенасыщенности.
  7. Низкая проницаемость песчано-алевритовых пластов. По результатам петрофизических исследований проницаемость, определенная по образцам керна из ачимовской толщи, не превышает 0.5мД. Значение проницаемости 0.5мД ниже критического, при подсчете запасов нефти для неглинистых терригенных коллекторов граничное значение Кпр составляет 2-10мД [4].
  8. Высокая водонасыщенность потенциальных коллекторов, что, как показано на рисунке 2, приводит к наличию двухфазных притоков либо отсутствию притока.

    Рис.2 Вид кривых относительной проницаемости в двухфазной системе вода-нефть.

Разведочная скважина 22 пробурена в 2015 году Новоуренгойской Буровой Компанией с использованием буровой установки Уралмаш 3Д-76. Бурение под эксплуатационную колонну производилось на биополимерном буровом растворе «BioPolymer» с применением современных технологий компании « Halliburton».

    Целью бурения скважины 22 являлась доразведка, изучение перспектив нефтегазоносности Карасевского ЛУ. Для выполнения этих задач:
  1. в скважине пройдено с отбором керна 204 м, линейный вынос составил 194,5 м, что составляет 94,36% от общего отбора керна. «Керновые данные относятся к первой группе, непосредственно характеризуют геологический объект, при поисково-разведочных работах являются единственным прямым видом изучения недр, доказывающим наличие или отсутствие:
    • углеводородов,
    • коллекторов» [4].
  2. в интервале ачимовских отложений выполнен полный комплекс геофизических исследований в хорошем качестве, в том числе методы определения пористости и проницаемости по ГИС (ГГК, АК, 2ННКт), насыщения (БК, ИК, ВИКИЗ), методы качественного выделения и оценки коллекторов – кавернометрия, МКЗ, МБК, термометрия для отслеживания возможных перетоков жидкости в скважине для уточнения интервалов коллекторов.
  3. Выполнено вертикальное сейсмопрофилирование (ВСП).

В скважине в колонне опробовано 6 объектов, 5 из них в ачимовской толще. Три из 6 указанных объектов рекомендовались по ГИС как потенциально продуктивные. Получение притока планировалось по двум объектам из шести, по остальным – уточнение характера насыщения, изучение коллекторских свойств.

Выделенные по ГИС отдельные пласты имеют малую толщину, среднее значение составляет 1.2м. Коэффициент проницаемости по ГИС определяется с высокой погрешностью. Пласты в интервалах испытания обладают низкой эффективной пористостью коллекторов, высокой водонасыщенностью, сложной структурой порового пространства по описаниям керна.

Выделение коллекторов и их оценка по ГИС на момент бурения скважины 22Р Карасевская производились, в основном, на основании качественных признаков, петрофизические зависимости для определения ФЕС керновыми данными не подтверждены. Из потенциально продуктивных пластов ачимовской свиты скважины 22 Карасевского ЛУ отобран значительный объем (194.5м) кернового материала, который необходимо исследовать для прямых определений ФЕС и количественных значений остаточной нефте- и водонасыщенности образцов керна, оценки коллекторских свойств, уточнения граничных значений ФЕС коллекторов и зависимостей керн-керн и керн-ГИС не только с целью переинтерпретации результатов по конкретной скважине, но и для изучения ачимовских отложений в целом.

По описаниям керна явных признаков наличия подвижной нефти и количественных определений нефтенасыщенности по керну нет ни в одном из интервалов испытания.

В работе [4] отмечается, что «…неполучение притока флюида из пласта при ОПК и ГДК в случае благоприятной геофизической характеристики не является достаточным основанием для отнесения пласта к неколлектору. В таких случаях требуется проведение дополнительных (повторных) исследований». Такими дополнительными исследованиями могут служить результаты петрофизических исследований керна.

Как пример геофизической характеристики и результатов интерпретации рассмотрены объекты II и IV.

Объект II – 3407-3428м, 3430-3442м. Пласт Ач5(2) Интервал по заключению ГИС к опробованию не рекомендован. Большая часть выделенных коллекторов относится к глинистым, неоднородны по ФЕС, о чем свидетельствует неоднородность значений геофизических параметров каждого из пластов (рис.3). Обладают низкой эффективной пористостью (только 3 пласта имеют эффективную пористость не более 10%), высокой водонасыщенностью (58,9-69%) и низкой проницаемостью для нефти, что привело к наличию слабого притока нефти 0.82 м3/сут. По описанию керна в интервалах песчано-алевритовых пород наблюдались признаки наличия в породе УВ – запах УВ, по результатам люминесцентно-битуминологического анализа (ЛБА) - наличие маслянисто -смолистых (4 Ж МСБ) битумоидов.

Условные обозначения:

Рис.3. Геофизическая характеристика объекта II.

Объект IV – 3328-3342м, 3333–3342м, 3344-3350м. Пласт – Ач3

Выделенные коллекторы (рис.4) имеют малую толщину – 0.7-1.2 м, что осложняет их количественную интерпретацию по ГИС и приводит к неизбежным погрешностям определения параметров. Лишь один пласт имеет общую толщину около 3м.

Все коллекторы в интервале испытания, неоднородны по ФЕС, о чем свидетельствует неоднородность геофизических параметров каждого из пластов, обладают низкой эффективной пористостью, не более 11%, высокой водонасыщенностью (53,9-66.6%) и низкой проницаемостью для нефти, что привело к получению слабого притока воды с наличием нефти.

По описанию керна в интервалах песчано-алевритовых пород наблюдались признаки наличия в породе УВ – запах УВ, по результатам ЛБА - наличие маслянистых (4 ГЖ МБ) и маслянисто -смолистых (3-4 Ж МСБ) битумоидов.

Условные обозначения:

Рис.4. Геофизическая характеристика объекта IV.

Гарантии получения промышленного притока из Ачимовских отложений с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ) в скважине 22 по имеющейся геологической информации нет, полученные результаты опробования не противоречат полученным по результатам ГИС ФЕС пластов. Выделенные как коллекторы пласты в интервалах опробования неоднородны по ФЕС, обладают низкой эффективной пористостью, низкой проницаемостью, высокой водонасыщенностью.

По геологическим причинам (осыпание стенок скважины в интервале 2830-2860м) скважина 22 Карасевская не добурена до проектной глубины (3500м), остановлена и законсервирована при забое 3461м. План работ по вскрытию и исследованию ачимовских отложений выполнен.

Существует версия, что осложнение спровоцировано нарушением технологии проводки скважины, однако бурение скважины производилось с применением той же буровой установки, что и предыдущие скважины и на аналогичных режимах.

Кавернообразование над пластом БП0 и ниже наблюдалось и при проводке соседних скважин, например скв. 11 Карасевская (рис.5).

Рис. 5. Кавернообразование при бурении скважины 11 Карасевская.

    Версии отсутствия притоков при опробовании пластов Ачимовской толщи вследствие техногенного загрязнения коллекторов противоречит:
  1. Бурение под эксплуатационную колонну производилось на биополимерном буровом растворе «BioPolymer». Полимерные растворы должны обеспечивать формирование «кольматационного экрана в ПЗП» [5] (ПЗП-призабойная зона пласта), который препятствует проникновению частиц породы в пласт.
  2. Основной объем поглощения промывочной жидкости по скважине 22 Карасевского ЛУ приходится на интервалы скважины значительно выше ачимовских отложений, где имеются высокопроницаемые водоносные горизонты.
  3. Рис. 6. Результаты ГИС интервала 2780-3454м.

    На диаграмме термометрии (ТМ,°С) скважины (Рис. 6) от 01-06.10.2015 г отчетливо видно, что снижение температуры, характерное для интервалов поглощения промывочной жидкости, приурочено к интервалу 2840-2960 м. Несмотря на длительное время между вскрытием и проведением ГИС (более 70 дней) «техногенное загрязнение» не отразилось на этих коллекторах.

      Выводы:
    1. В результате изучения разреза скважины 22 получена обширная всесторонняя информация, которая позволяет детально оценить строение пластов и залежи в целом.
    2. При интерпретации и опробовании необходимо учитывать следующие особенности Ачимовских отложений:
      • Тонкослоистость разреза - большая часть выделенных по ГИС пластов Ачимовских отложений не превышает 1.5 м
      • Гидродинамическая несвязанность отдельных прослоев
      • Сложная структура порового пространства песчано-алевритовых пород (базальный и порово-базальный тип цементации).
      • Значительное отличие Эффективной пористости ачимовских отложений от общей либо открытой пористости, невозможно опираться на полученные по ГИС/ГТИ значения открытой пористости для оценки коллекторских свойств.
      • Низкая проницаемость;
      • Высокая начальная водонасыщенность пластов, что при низкой величине нефтенасыщенности может приводить к отсутствию притоков, необходим учет фазовой проницаемости;
      • Наличие тяжелых парафинов до 4- 6%.
    3. Отобран значительный объем (194.5м) кернового материала, из потенциально продуктивных пластов Ачимовской свиты скважины 22 Карасевской, который позволяет оценить коллекторские свойства, провести прямые определения ФЕС и количественных значений остаточной нефте- и водонасыщенности образцов керна, уточнить граничные значения ФЕС коллекторов и зависимости керн-керн и керн-ГИС.
    4. Гарантии получения промышленного притока в скважине 22 Карасевской из Ачимовских отложений с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ) по имеющейся геологической информации нет, полученные результаты опробования не противоречат полученным по результатам ГИС значениям ФЕС пластов. Условная фазовая проницаемость для нефти и эффективная пористость являются очень низкими.

    Список используемой литературы:

    1. Букатов М.В, Пескова Д.Н. и др. Ключевые проблемы освоения Ачимовских отложений на разных масштабах исследования. PROнефть. Научно-технический журнал «Газпром нефти», сентябрь 2018 г, №2(8), стр. 16-21.
    2. «Газпром нефть» предлагает создать в ЯНАО технологический полигон для изучения и разработки запасов Ачимовской толщи». ROGTEC, № 54, 2018 г.
    3. Малкина В.Д., Псел Н.А., Турбин А.Н. Фонд «Энергия»: высокотехнологичное разведочное бурение как основа эффективного осуществления нефтегазовых проектов. Научный журнал Российского газового общества, 2016 г. №3-с.51-55.
    4. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией Петрасилье В.И., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г., Москва-Тверь, 2003 г.
    5. Овчинников В.П., Аксенова Н.А., Каменский Л.А., Федоровская В.А. Полимерные буровые растворы. Эволюция «из грязи в князи». Бурение и нефть, декабрь 2014 г.