Значение эффективной нефтенасыщенной толщины в объективной оценке запасов углеводородов на примере месторождения Гюнешли

Введение

Месторождение Гюнешли расположено в юго-восточной части Абшеронского архипелага, в 120 км от Баку и в 12 км к юго-востоку от месторождения Нефт Дашлары. Поднятия Гюнешли с месторождением Чираг на востоке осложнено грязевыми вулканами и поперечными тектоническими разломами.

Месторождение Гюнешли — одно из крупнейших месторождений Каспийского моря (глубина 80—300 м), является структурной особенностью Абшероно-Прибалханской тектонической зоны. Основные объекты разработки: свита «Фасилья» и X горизонт Балаханской свиты, которые содержат 90% общих запасов нефти месторождения.

Гюнешлийское антиклинальное поднятие было обнаружено в результате сейсморазведочных работ, проведенных в 1958—1963 годах. Разведочное бурение началось в 1977 году, месторождение Гюнешли было открыто в 1979 году, а его испытания начались в 1980 году [1][7].

Геологическое строение месторождения включает комплекс неоген-четвертичных отложений мощностью 4300 м продуктивной толщи, являющийся нефтегазоносным объектом месторождения, вскрыты в пределах 1300—4300 м и сравнительно хорошо изучены. Продуктивная толща залегает на промытой поверхности сарматских отложений, вскрытых мощностью 55 м.

Нефтегазоносность поднятия Гюнешли связана с отложениями ПТ (Продуктивная толща) и определена в результате проведенных опытно-промышленных работ в скважине 4. Таким образом, скважина заработала с суточным дебитом нефти 230 тонн из X горизонта Балаханской свиты. Через некоторое время при проведении опытно-промышленных работ на скважине 6 из свиты «Фасилья» был получен фонтан нефти дебитом 320 т в сутки. КаС (Калинская свита) был открыт на 10 скважинах. По данным каротажа песчаный горизонт мощностью 60—140 м в основании КаС отнесен к КаС₃. В ходе опытно-промышленных работ, проведенных на 7 скважинах, вскрывших данный объект, из скважин 5 и 11 получен промышленный газовый конденсат, а из скважины 16 — газ (106 тыс. м³/сут) [6][12].

КаС состоит из чередующихся слоев глины, песка и алеврита, по направлению к его подошве песчанистость увеличивается. По литологическому составу КС делится на три части (КаС₃, КаС₂ и КаС₁). Продуктивность КаС, мощность которого составляет 290—340 м, в основном связана с КаС₃ и в меньшей степени с КаС₂. КаС₁ состоит в основном из глин и не имеет практического значения с точки зрения добычи нефти и газа. Мощность слоя КаС составляет 75—100 м, из которых 70% приходится на глину и 30% на мелко- и крупнозернистый песок и песчаник. НКС (Надкирмакинская свита) в основном состоит из глин, тонких слоев мелкозернистого песка, песчаника и алеврита. Общая мощность 200—270 м. Литологический состав НКП (Надкирмакинская песчаная свита) состоит из песчаника и тонких прослоев глины, сложенных крупнозернистыми кварцевыми песками. В слоях песка встречаются цветные и черные гравии, а также фрагменты твердых пород. НКП вскрыт на глубине 2900—3500 м, его мощность колеблется в пределах 35—45 м. НКГ (Надкирмакинская глинистая свита) состоит из светло-серых глин с редкими прослоями песка и алеврита, его мощность составляет 120—150 м.

Свита «Фасилья» состоит из крупно- и среднезернистых песчано-алевритовых слоев, чередующихся с относительно тонкими глинами. Этот пласт мощностью 100—140 м, вскрытый на глубине 2700—3550 м, обладает крупнейшими запасами нефти на месторождении. Балаханская свита по литологическому составу сложена чередующимися песчано-алевритовыми и глинистыми породами. На пересечении Балаханской свиты горизонты V, VI, VII, VIII, IX и X отделены друг от друга глинистыми слоями [2][10]. Содержание песка достигает 40—50%. X горизонт является одним из наиболее продуктивных объектов, его мощность достигает 80 м. Балаханская свита вскрыта на глубине 2000—3050 м, общая мощность составляет 610—750 м. IX горизонт Балаханской свиты также находится в стадии промышленной разработки. Мощность отложений составляет 100—130 м, песчанистость увеличивается к нижней части разреза. Основные нефтеносные пласты сосредоточены в нижней части горизонта. Мощность горизонтов VIII, VII, VI и V, расположенных выше горизонта IX Балаханской свиты, различна и варьирует в пределах 70—140 м. На основании проведенных исследований V и VI горизонтов в районе пересечения и результатов геофизических исследований предполагается их нефтегазоносность [8][9].

Сабунчинская свита состоит из чередования песчано-глинистых пород. В разрезе Сабунчинской свиты встречаются песчаные горизонты II, III и IV, которые разделены между собой глинистыми прослоями. Общая мощность Сабунчинской свиты составляет 320—440 м, мощность горизонтов — 30—70 м. Общая мощность Сураханской свиты составляет 950—1150 м. На пересечении Сураханской свиты выделяются горизонты I1, D, S и несколько тонких песчано-алевритовых прослоев.

Акчагильский ярус состоит из серых слоистых глин с мелкозернистым песком и вулканическим пеплом. Мощность его 65—110 м. Абшеронский ярус — из темно-серых песчанистых глин и имеет мощность 250—320 м. Среди темно-серых глин встречаются также слои мелкозернистого песка мощностью до 600 м. Голоцен состоит из глинистых ракушечников и, местами, крупнозернистых песков [3][12].

Поднятие Гюнешли представляет собой брахиантиклинальную складку длиной 12 км и шириной 4 км, простирающуюся в северо-западно-юго-восточном направлении, согласно свитам «Фасилья». Складка несколько асимметрична: юго-западное крыло постирается под углом до 300°, а северо-восточное — под углом 15—250°. Угол простирания слоев увеличивается по мере удаления от оси складки.

Складка осложнена 3 основными и 2 вторичными продольными трещинами. Амплитуды трех основных продольных разломов изменяются с северо-запада на юго-восток соответственно в пределах 60—320, 10—30 и 50—100 м. Помимо продольных разломов, излом осложнен 4 поперечными разломами в северо-восточном крыле, 3 в юго-западном крыле и 3 в центральной дуге. Амплитуды этих разломов в разных частях разлома колеблются от 15 до 300 м. Разлом разделен тектоническими разломами на 17 тектонических блоков.

Разведка месторождения продолжается, и по мере бурения новых скважин представления о его геологическом строении, вероятно, станут более точными.

В статье рассматривается оценка эффективной нефтенасыщенной толщины при подсчете запасов углеводородов, улучшение петрофизических свойств пород, определение фазовых состояний гидроуглеводородов на стадии доразведки месторождения на примере месторождения Гюнешли [11][13].

Определение ЭОСТ (Электрооптика скважин телеметрия) проводилось по данным геофизических исследований скважин (ГИС) на основе граничных значений истинного удельного сопротивления и положения водонефтяного контакта (ВНК), установленных в основном в результате испытаний и промыслово-геофизических исследований.

На основе геолого-геофизических данных были определены эффективные нефтегазонасыщенные толщины свиты «Фасилья» и X горизонта Балаханской свиты для различных блоков месторождения (рис. 1).

Под нефтенасыщенной толщиной понимается часть пор пласта, заполненных нефтью, по отношению к общему объему пор. Обычно вертикальная (истинная) толщина пласта определяется без поправок на угол простирания (так как при расчете объема пласта вместо вертикальной толщины обычно берется проекция на горизонтальную плоскость). Точное определение нефтенасыщенной толщины является важной задачей. Для этого используются данные анализов керна, электро- и радиоактивного каротажа, материалы испытаний скважин, позволяющие установить углеводородные контакты и границы эффективной нефтенасыщенной толщины. Для определения нефтенасыщенной толщины коллектора по отдельным скважинам необходимо использовать данные скважинного геофизического районирования [4][10]. Определить фактическую толщину пласта по отдельным материалам бурения сложно, особенно если коллектор состоит из тонких переслаивающихся пластов песчаников, песков, глин и т.д., так как колебания порового объема значительны и обычно не превышают 50—60%.

Наиболее точное определение нефтенасыщенной толщины достигается путем проведения комплексных исследований, включающих анализ керна, данные испытания скважин, электрического и радиоактивного каротажа в сочетании с техническими данными по скважине (состояние ствола, распределение интервалов продукции и т.д.). Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта может быть рассчитана различными методами: либо как статистический параметр, либо как средневзвешенное по площади значение. Статистическая величина обычно используется, когда бурится мало скважин и значения толщины по ним сильно различаются [13]. Если пробуренных скважин много, а толщина пласта изменяется относительно равномерно, средняя толщина рассчитывается по контурным картам путем взятия средневзвешенной толщины по всей площади.

Для этого используется формула:

где f₁, f₂, ..., f_n — площади отдельных участков пласта, ограниченные контурными линиями; h₁, h₂, ..., h_n — средние толщины, соответствующие этим участкам, определяемые как средние значения между контурными интервалами.

Эффективная нефтенасыщенная толщина для свиты «Фасилья» была определена по образцам керна из 96 скважин, а для МГП — по образцам керна из 34 скважин.

Результаты этих исследований были использованы при подсчете запасов нефти и газа (конденсата) по блокам, что значительно повысило точность определения этих параметров [4][5].

Для определения эффективной нефтенасыщенной толщины и ее роли в объективной оценке запасов углеводородов на примере месторождения Гюнешли использовались средневзвешенные и средние каротажные значения эффективной нефтенасыщенной толщины. Значения эффективной нефтенасыщенной толщины, определенные этими методами, существенно различались (15—20%). Распределение эффективной нефтенасыщенной толщины по структуре определялось средневзвешенным методом, который более объективно отражает истинное положение. При подсчете запасов углеводородов месторождения Гюнешли для свиты «Фасилья» и X горизонта использовались средневзвешенные значения эффективной нефтенасыщенной толщины.

Заключение

В данной статье на примере месторождения Гюнешли подробно рассмотрено определение эффективной нефтенасыщенной толщины и ее роль в объективной оценке запасов.

Определение ЭНТ по скважинам проводилось по данным геофизического каротажа скважин на основе границ истинного сопротивления и положения водонефтяного контакта, установленных в основном в результате испытания скважин и промыслово-геофизических исследований. Определена эффективная нефтенасыщенная толщина Х горизонта Балаханской свиты и свиты «Фасилья», построена карта изменения эффективной нефтегазонасыщенной толщины.

На основе этих карт рассчитаны средневзвешенные значения ЭОСТ для свиты «Фасилья» и Х горизонта Балаханской свиты по различным блокам месторождения. Результаты этих исследований были использованы при подсчете запасов нефти и газа (конденсата) по блокам месторождений.

Кроме того, результаты определения эффективной нефтенасыщенной толщины были использованы при изучении других вопросов, таких как:

• определение направления улучшения петрофизических свойств пород по площади месторождения;
• определение количества планируемых скважин при подготовке проектов разработки месторождений;
• прогнозирование фазовых состояний углеводородов на этапе предварительной разработки месторождения.