CC BY
16и в населенности, так и во времени релаксации. Здесь можно предположить, что структура НДС меняется, а процесс адсорбции приобретает более селективный характер [3].
После обработки гудрона цеолитами во всех трех случаях исчезает коротковременная компонента, а об изменении структуры гудрона можно судить только в случае с цеолитом Н+. Для цеолита Ц определено соотношение гудрон - цеолит, равное 1:1,2.
Импульсная методика ЯМР является наиболее информативной при решении вопросов, связанных с исследованием состояния и свойств жидкости, находящейся во внутрипоровом пространстве материалов. Последнее обусловливается тем, что она дает возможность анализировать концентрацию жидких компонентов в пористой среде, дифференцировать их как по степени связи
с поверхностью твердого тела, так и по степени подвижности молекул.
Таким образом, использование методики ЯМР позволяет оценить пористость адсорбента, наличие активных центров, что, вероятно, позволит определить и его каталитическую активность.
Литература
1. Релаксометр ЯМР-007БК/РС. Каталог «Новые передовые технологии и приборы». - Казань, 1994. -С. 58.
2. Кашаев Р.С., Дияров И.Н. //Импульсная спектроскопия ЯМР структурно-динамического анализа нефтяных дисперсных систем. - Казань, 2002.
3. Камьянов В.Ф. Высокомолекулярные гетеро-атомные компоненты нефтей: Автореф. дис.... д-ра. хим. наук. - М., 1992. - 49 с.
УДК 553.98:551.763(571.1)
Электрометрическое моделирование продуктивного горизонта Т1-111
Средневилюйского ГКМ
А.И. Сивцев
Исследуется внутренняя неоднородность продуктивного горизонта Т -III Средневилюйского газо-конденсатного месторождения при помощи электрометрических методов ГИС. Установлено, что продуктивный горизонт в изучаемом районе представляет собой не плоскопараллельное песчаное тело, а систему из взаимозалегащих трансгрессивно-регрессивных вдольбереговых баров, простирающихся с юго-запада на северо-восток.
This paper studies inner nonuniformity ofproducing horizon T-III Middle-Viluy gas-condensate deposit by means of electrometric methods of geophysic survey of wells. It's determined that, producing horizon in the studied area represents not plane-parallel sand body, but system of inter-occurring transgressive-regressive along-the-bank bars extending from south-west to north-east.
Ключевые слова: газоконденсантные месторождения, электрометрические методы ГИС, неоднородность горизонтов.
Изучаемый продуктивный горизонт Т1 -III содержит основные запасы по Средневилюйскому газоконденсатному месторождению (ГКМ), которое находится в среднем течении р. Вилюй в 80 км восточнее г. Вилюйска, при этом месторождение разделено на две равные части: правобережный и левобережный участки. Месторождение является
СИВЦЕВ Алексей Иванович - н.с. ИПНГ СО РАН.
базовым сырьевым источником энергетического узла центральной части Республики Саха (Якутия).
Актуальной проблемой для продуктивного горизонта Т1 -III Средневилюйского ГКМ является выявление зон распространения улучшенных коллекторов левобережной части месторождения, которое до недавнего времени не разрабатывалось ввиду технологических проблем перехода газопровода через р. Вилюй.
Выявление зон, в пределах которых имела место наиболее высокая палеогидродинамическая активность среды седиментации и формировались породы-коллекторы, обладающие хорошими емкостно-фильтрационными свойствами, имеет важное значение при разработке месторождений углеводородов, так как дает возможность размещать нефтегазодобывающие скважины в наиболее продуктивной части коллектора и сокращать до минимума число «сухих скважин», а также для рационального управления процессом добычи нефти и газа.
В свою очередь, детальные палеогеографические реконструкции требуют проведение в больших объемах комплексных литологических исследований, основанных на огромном количестве кернового материала. Как известно, выход керна из продуктивного горизонта в лучшем случае составляет 40-50% от толщины горизонта, при этом лучшие коллекторы просто рассыпаются.
Как показали опыты многочисленных исследователей, породы-коллекторы терригенного происхождения и их своеобразие диктуется обстанов-ками осадконакопления - фациями. Детальный фациальный анализ позволяет определить генезис песчаных тел и осуществить прогноз пространственного размещения и литофизических свойств слагающих песчаное тело пород.
Между тем существуют апробированные методики выявления генезиса песчаных тел и их пространственного размещения на основе материалов промысловой геофизики.
Для установления условий осадконакопле-ния и проведения палеогеографических реконструкций терригенных отложений применимы данные промысловой геофизики, которые дают непрерывную информацию о разрезе, особенно при ограниченном выходе керна. Выявлению влияния различных геологических параметров на результаты промыслово-геофизических исследований скважин, установлению связей и зависимостей между ними посвящено много работ таких исследователей, как Ч.Э.Б. Конибир, Р.Г. Нанц, СИ. Пирсон, С. Сайта, Г.С. Вишер, Ю.В. Шелтон, В.С. Муромцев, Р.К. Петрова, Л.С. Чернова, Н.И. Чернышев и др. Исходя из работ вышеуказанных исследователей, наиболее информативным промыслово-геофизическим методом для получения палеогеоморфологической информации при исследовании терригенных отложений является метод самопроизвольной поляризации (ПС).
Разработанная такими исследователями, как Ч.Э. Буш, П.Е. Поттер, ИВ. Шелтон, Г.С. Вишер, В.С. Муромцев и др., система диагностических признаков дает возможность устанавливать фа-циальную природу осадка не только в результате изучения горных пород, но и по их петрофизи-ческим (электрометрическим) характеристикам, оценивая диагностические признаки с точки зрения их значимости при определении фаций по электрокаротажу.
Наиболее информативным промыслово-ге-офизическим методом для получения литоло-гической информации при исследовании терри-генных отложений является метод ПС, который, как известно, позволяет фиксировать изменение адсорбционно-диффузионного потенциала вдоль необсаженного ствола скважины, пробуренной на пресном глинистом растворе (глинистый раствор менее минерализован, чем пластовая вода). При этом морфология кривой ПС позволяет определять не только качественно проницаемые и непроницаемые пласты, но и показывает генезис отложений, их литолого-фациальную принадлежность.
Проведен анализ петрофизических моделей разреза продуктивного горизонта Т1-Ш на основе методик В. С. Муромцева и Ч. Э. Б. Конибира. Данные методики на основе особенностей морфологии кривых ПС позволяют смоделировать условия осадконакопления. В упрощенной форме методика определяет диагностические признаки фаций по наклону подошвенных и кровельных линий, по ширине и значению аномалий ПС, а также по характеру всех рассматриваемых линий - прямолинейность, волнистость или пилообразность, (рис. 1). После выделения диагностических признаков по разрезам скважин строятся разрезы и блок-диаграммы (рис. 2, 3) продуктивного горизонта. При построении разреза продуктивного горизонта, а затем блок-диаграммы корреляция разрезов скважин осуществляется не только по сравнительной характеристике отдельных пластов, а еще с учетом чередования циклов осадконакопления.
Нужно заметить, что электрометрические характеристики разностей продуктивного горизонта имеют весьма разнообразный характер. В районе максимальных толщин продуктивного горизонта кривые ПС и ИК характеризуются менее интенсивным характером. Если взять общую тенденцию кривых ПС и ИК, то намечается снижение амплитуды от верхней части продуктивного горизонта
ввниз, что говорит об изменении зернистости от более грубой вверху до более тонкой внизу.
Исходя из исследованных каротажных кривых ПС и ИК, пользуясь типовыми электрометрическими моделями прибрежно-морских фаций, можно обозначить следующие преобладающие характерные поведения кривых и их фациальную принадлежность:
1 тип характеризуется кривыми, представляющими собой воронкообразные отрицательные отклонения ПС, кровельные линии которых более прямые, чем подошвенные, подошвенные линии постепенными шагами выходят за линию нуля ПС. Такое поведение кривой характеризует тенденцию перехода зернистости слагающих их песчаных образований от более тонкой в нижней части разреза до более грубой в верхней. Описанная тенденция изменения размерности зерен характерна для фации регрессивных песков морского побережья [1]. На рис. 1-3 регрессивные отложения выделены косыми линиями. Характерные кривые ПС приурочены к фациям вдоль-береговых регрессивных баров.
2 тип представляет собой колоколообразные отрицательные отклонения ПС но уже подошвенные линии которых более прямые, чем кровельные, кровельные линии постепенным наклоном мелкими пилками выходят за линии нуля ПС. Такая форма кривых характеризует тенденцию перехода зернистости слагающих их песчаных образований от грубой в нижней части разреза до более тонкой в верхней. Описанная тенденция изменения размерности зерен характерна для трансгрессивных песков морского побережья [1]. На рис. 1-3 выделены крапом. Характерные кривые ПС приурочены к фациям вдольбереговых трансгрессивных баров.
3 тип сложен отложениями, приуроченными преимущественно в конце трансгрессивного и в начале регрессивного периодов и, как правило, не выдержаны по латерали. Представлены они непроницаемыми породами, характеристики ПС которых указывают на преимущественно глинистый состав. На рис. 1-3 выделены серым цветом. Характерные кривые ПС приурочены к забаровым фациям открытого моря с накоплением глинистых отложений.
4 тип представлен ограниченными вклиниваниями отложений, электрометрические характеристики которых указывают на глинистые разности, преимущественно среди регрессивного
периода предполагаемо фациями лагун. На рис. 1-3 выделены черным цветом и отнесены к пред-баровым фациям лагун.
Итак, разрез продуктивного горизонта Т1-111 представлен регрессивно-трансгрессивными отложениями, которые образовались благодаря противостоянию этих двух (трансгрессия и регрессия) сил в пределах Хапчагайского мегавала, в частности, в пределах Средневилюйской площади разрез нижнетриасовых отложений опесчанива-ется и сокращается в толщине. Когда идет общее погружение Вилюйской синеклизы, то энергетика гидродинамической среды уменьшается и начинают отлагаться более мелкие фракции, вплоть до глин. С активизацией подъема Хапчагайского мегавала преобладающая часть глинистых разностей перемывается и на некотором равновесии происходит отложение более грубых осадков, что и наблюдается в разрезе продуктивного горизонта Т1 -III нижнего триаса Средневилюйского ГКМ. На конседиментационное развитие локальных структур Хапчагайского мегавала Вилюйской си-неклизы указывали многие исследователи [3-5].
При рассмотрении блок-диаграммы по электрометрическим характеристикам продуктивного горизонта Т1 -III четко выделяется береговая линия палеоморя, относительно приподнятое залегание северо-западной части горизонта относительно юго-восточной части горизонта в пределах залежи Т1-Ш свидетельствует, что море находилось в юго-восточном направлении.
Установлено, что зоны максимальных эффективных толщин обусловлены взаимозалеганием наиболее мощных отложений 1 и 2 типа, т.е. регрессивно-трансгрессивных песков морского побережья. Нужно заметить, что именно в зоне преимущественного распространения данных более раздутых трансгрессивно-регрессивных отложений наблюдаются участки повышенных деби-тов эксплуатационных скважин в пределах зоны газоносности. Данное явление обусловлено тем, что именно в более больших толщинах того или иного периода осадконакопления имеется наибольший разрез грубого материала.
Построенные разрезы и блок-диаграмма позволяют утверждать, что продуктивный горизонт в районе залежи Т1-Ш представляет собой часть комплекса прибрежно-морских песчаных тел, ось которой совпадает с палеобереговой линией и простирается с юго-запада на северо-восток. При этом разрез продуктивного горизонта Т1-Ш
Рис. 1. Диагностические характеристики выделяемых фаций продуктивного горизонта
Рис. 2. Электрометрические разрезы по продуктивному горизонту Т-III
Скв.15 | Номера скважин
Рис. 3. Блок-диаграмма продуктивного горизонта Т.-III
представлен регрессивно-трансгрессивными песчаными телами, расположенными кулисообразно параллельно палеобереговой линии моря. Сделан вывод, что продуктивный горизонт Т.-Ш отлагался в условиях противостояния трансгрессии и регрессии в пределах Средневилюйской площади. Параллельно можно сделать вывод о том, что опесчанивание и сокращение в толщине нижнетриасовых отложений в пределах всего Хап-чагайского вала обусловлено взаимным противодействием трансгрессии и регрессии палеоморя за счет тектонических процессов.
Выводы
В результате проведенной работы выяснилось, что продуктивный горизонт Т.-Ш представляет собой не плоскопараллельное геологическое тело, а систему из взаимозалегащих трансгрессивно-регрессивных вдольбереговых баров, простирающихся с юго-запада на северо-восток.
Выявленные особенности строения продуктивного горизонта могут внести корректировку в оценку начальных запасов залежи Т.-Ш, подсчитанных объемным методом.
Результаты работы могут быть использованы для прогнозирования добывных возможностей
скважин, приуроченных к тем или иным участкам залежи.
Выявленные внутренние неоднородности продуктивного горизонта Т.-Ш могут быть использованы для эффективного управления системой разработки залежи Т.-Ш.
Литература
Конибир Ч.Э.Б. Палегогеоморфология нефтегазоносных песчаных тел. - М.: Недра, .979. - 256 с.
Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. - Л.: Недра, Ш4. - 260 с.
Матвеев В.Д. Геология и нефтегазоносность триасовых отложений Хапчагайского вала: Автореф. дис... к.г.-м.н. - Новосибирск, .970. - 2. с.
Ивенсен В.Ю., Ивенсен Г.В., Семенов В.П. Некоторые корреляционные литолого-петрографические особенности нижнетриасовых отложений центральной части Предверхоянского прогиба и Вилюйской сине-клизы // Литолого-геохимические методы корреляции разрезов осадочных толщ Сибири. - Новосибирск; Наука, .972. - С. Н6-Н9.
Микуленко К.И., Ситников В.С., Тимиршин К.В., Булгакова М.Д. Эволюция структуры и условий нефте-газообразования осадочных бассейнов Якутии. - Якутск: ЯНЦ СО РАН, !995. - !80 с.
