Гипотезы возникновения многоконтактных залежей в условиях континентального генезиса отложений пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения

Ниткалиев И.М., Жуйкова Н.В., Орлов. А.Г., Нартымов В.С, Коваленко И.В., к.т.н., Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Николаев М.Н. ЗАО «Мессояханефтегаз»

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Ниткалиев И.М., Жуйкова Н.В., Орлов. А.Г., Нартымов В.С, Коваленко И.В., к.т.н. ООО «Газпромнефть – НТЦ», Николаев М.Н. ЗАО «Мессояханефтегаз»

Аннотация

Данная работа направлена на описание проблемы, связанной с неопределенностью в понимании распространения флюидов в пределах пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения. Рассмотрены предполагаемые пути миграции газа и гипотезы возникновения локальных газовых скоплений.

Abstract

The objective of this study is to describe the problems associated with fluid distribution’s uncertainties within the PK1-3 formation of Vostochno-Messoyakhskoe field. In this article ways of gas migration are suggested and hypothesis of local gas genesis are considered.

Ключевые слова/ Key words

Локальные газовые скопления/ local gas, миграция/ migration, МДТ – модульный динамический испытатель/ MDT – modular dynamic tester, ГНК - газонефтяной контакт/ GOC - gas-oil contact.

Введение

На текущий момент на месторождении начинается эксплуатационное бурение, и новые данные добавили ряд неопределенностей. Ярким примером таких неопределенностей являются результаты РИГИС и опробования пласта методом MDT в новых скважинах. По результатам интерпретации было выявлено наличие чередования флюидных контактов, что раньше в геологической концепции не предполагалось. Стоит отметить, что для того чтобы пересматривать концепцию формирования пласта аргументов пока недостаточно, так как ситуация с проявлением эффекта многоконтактности распространена не повсеместно, а лишь локально.

Континентальный генезис пласта ПК1-3 может послужить логичным объяснением такого рода газовых скоплений, которые в виду сложности строения разреза оказались «заперты» в локальных изолированных ловушках. Однако спрогнозировать их пространственное распространение и как следствие объем таких газовых скоплений довольно затруднительно.

В настоящей работе мы приводим возможные объяснения формирования таких газовых скоплений, рассмотрим гипотезы формирования газа и предполагаемые пути его миграции.

Концепция формирования пласта ПК1-3

Детальный литофациальный анализ говорит о том, что пласт ПК1-3 сформировался преимущественно в континентальных условиях осадконакопления. Так выделяемые три циклита в пласте характеризуются своей обстановкой, а именно достаточно крупный пояс меандрирования (алювиальная равнина) соответствующий нижней части разреза – циклит С, надводная дельтовая равнина характеризующая циклит В, и фронт дельты с активным приливно-отливным течением в верхней части разреза - циклит А. С переходом от одного циклита к другому идентифицируется, как ухудшение связанности песчаных тел, так и самой песчанистости вверх по разрезу.

Согласно существующей концепции пласт ПК1-3 является единым объектом, без выдержанных глинистых перемычек. Однако данное заключение возможно не является абсолютно верным, барьеры для потока флюида в ряде случаев просматриваются и даже коррелируются. Кроме того пласт ПК1-3 на территории Восточно-Мессояхского месторождения достаточно сильно подвергся тектоническим изменениям. Выделяется целый ряд блоков с разными уровнями ВНК и ГНК (Рис.5).

Проблематика

В 2015 году было пробурено несколько скважин с расширенным комплексом ГИС, который включал в себя и испытания пласта методом MDT. Полученные результаты внесли некоторую неопределенность в существующую концепцию распространения флюидальных контактов. Так в двух скважинах, на основе MDT, было четко выделено наличие чередования газового и нефтяного насыщения, что также подтверждается кроссовером ГГК и нейтронного каротажа (Рис.1). Стоит также упомянуть, что такие прецеденты не единичны. Например в разведочных скважинах аналогичные неопределенности встречались, однако объяснение этому не находились и данные результаты ассоциировались с некачественными замерами, погрешностями прибора и т.д. Таким образом, на данный момент можно выделить не менее 5 скважин, в которых так или иначе данная проблема имела место.

Гипотезы возникновения газа

Если формирование локальных газовых скоплений можно связать со сложностями континентального генезиса, а именно изолированными песчаными телами, происхождение которых связанно с флуктуациями русел, то происхождение такого газа вопрос не столь однозначный. В данной статье мы попытались привести некоторые возможные гипотезы возникновения газа и его природы.

image001.png

Рис. 1. Планшеты скважин 2015г. с чередованием газа и нефти (пропластки с желтым цветом газовое насыщение, оранжевым нефть)

Первой и, пожалуй, самой простой гипотезой возникновения данного чередования является несообщаемость между собой циклитов пласта ПК1-3 и, следовательно, наличия выдержанных барьеров течения. В таком случае каждый циклит может иметь свой ГНК и ВНК. В пользу данной гипотезы существуют аргументы как за, так и против. Например наличие глинистой перемычки между циклитами А и В не вызывает сомнения, однако такой уверенности нет для случая корреляции барьера между циклитами В и С. Кроме того опираясь на данную гипотезу, затруднительно объяснить чередование газа и нефти в пределах одного циклита В. Помимо этого существуют трудности и при прослеживании фаз на сейсмическом разрезе, которые контролируют циклиты.

Данная гипотеза наверно самое простое объяснение сложившейся ситуации. Однако возникает вопрос, почему эффект многоконтактности не встречается во всех скважинах, а имеет лишь локальное проявление.

Другой гипотезой возникновения локальных газовых скоплений могут послужить неотектонические движения. Реактивация разломов в олигоцен-миоценовые время явилась причиной переформирования залежи, которое продолжается и сегодня. Газ по системе разломов мигрирует из первичной ловушки, и благодаря своей высокой мобильности преодолевает большие расстояния, пока не встретит локальные флюидоупоры, где вновь может аккумулироваться. Так скважины, в которых эффект многоконтактности наблюдался, находятся в непосредственной близости к крупным амплитудным разломам (Рис.2).

image002.jpg

Рис. 2. Схема блоков ГНК с предполагаемыми путями миграции газа

В пользу данной гипотезы говорит незначительная газовая шапка в пределах грабена и ее отсутствие в северной части (Рис.2).

На Рис.3 продемонстрирована ситуация с предполагаемыми путями миграцией газа из зоны грабена вверх по разрезу. Однако данная миграция газа могла продолжаться и выше по системе трещин в туронские отложения (газсолинская пачка), где могла сформировать соединения газогидратов, наличие которых подтверждается соответствующими работами (Рис.4).

image003.jpg

Рис. 3. Предполагаемая миграция газа из зоны грабена

image004.png

Рис. 4. Покурская покрышка характерная для Восточно-Мессояхского месторождения [2].

Следующая гипотеза предполагает, что образование локальных газовых скоплений связанно с очередностью миграции. Так, например, вначале произошла первичная миграция газа и его аккумуляция в ловушках, как локальных, так и более обширных, затем мигрировала нефть в первую очередь по большим порам, запирая газ в коллекторах с худшими свойствами (Рис. 5). Причем другой сценарий, когда газ приходит уже после нефти, также возможен. Газ проскальзывает по стенкам, маленьким порам и капиллярам, оставляя при этом нефть в крупных (Рис. 6). После чего газ остается также запертым в локальных изолированных ловушках. Ограниченные исследования на керне продемонстрировавшие наличие остаточной нефти в газовой части подтверждают данную гипотезу. Но данные исследования не значительны.

image005.png

Рис. 5. Капилляры демонстрирующие движение флюидов. Предполагаемая миграция нефти после газа (измененные материалы Куреленкова С.Х).

image006.jpg

Рис. 6. Запертая нефть в крупной поре.

Другой, не менее интересной и в тоже время равновероятной гипотезой возникновения газовых скоплений, а именно природы такого газа является биодеградация – процесс при котором микроорганизмы и бактерии поедают тяжелую фракцию углеводородов с выделением при этом легкой (метана). Данные процессы активно протекают и на сегодняшний момент, являясь причиной переформирования залежи. В пользу этой гипотезы много аргументов. В первую очередь это благоприятные температуры (160) и глубины (до 900 м) для существования таких микроорганизмов. Во вторых, газ пласта ПК1-3 является сухим, компонентный состав на 99% состоит из метана. Для сравнения, газ второстепенных нижележащих пластов более жирный, с долей метана в районе 80%. Кроме того высоковязкая нефть пласта ПК1-3 (110 сПз) также отличается от нижележащих менее вязких, при условии единых нефтематеринских пород. Для сравнения ближайшие продуктивные пласты обладают вязкостью от 20 сПз и ниже. Есть мнение, что объем углеводородов до процессов биодеградации был в 10 раз больше. Однако неэффективность покурской покрышки в случае Мессояхского сценария способствовала образованию газогидратов в туронских отложениях (Рис.4).

Дополнительными аргументами в подтверждении данной гипотезы, являются ряд работ, где процессы биодеградации также наблюдались. [1, 2] Аналогом в первую очередь служит Русское месторождение, а также Ван-Еганское, Северо-Комсомольское, Северное, Уренгойское, Новопортовское, Бованенковское и другие. [1]

Следующей гипотезой, одной из самых маловероятных, но не сказать о которой было бы неправильно, является углефикация. Согласно данной гипотезы генерация газа происходила за счет углефикации растительной органики, в момент формирования покурской свиты и аккумулировалась в том числе в пластовых водах. После в неоген-олигоценовое время в результате регионального подъема территории и снижения пластовых температур, связанного с распространением вечной мерзлоты, газ из пластовых вод покурской свиты выделился в свободную фазу. Эти газы в свою очередь, вытесняли аккумулированную нефть из порового пространства. Однако стоит отметить, что количество углистого материала, для формирования такого объема газа, по разрезу не значительно. Зачастую он проявляется лишь только в качестве углефикации самих песчаников.

При перечислении различных гипотез нельзя исключать и техногенную причину происхождения газа. Согласно этой гипотезы данный газ – это локальная техногенная газовая шапка, возникающая при задании высоких депрессий. Работа скважин ОПР на высоких депрессиях послужила причиной возникновения техногенной газовой шапки. Или например относительно высокая депрессия при проведении MDT способствовала разгазированию нефти и, вероятно, что в пробах даже после прокачки получали только растворенный газ. В пользу этой версии говорят высокие газовые факторы в испытании МДТ, до 200 м3/м3 при низком газосодержании к 27 м3/м3. Соответственно остаются вопросы к качеству МДТ.

В свою очередь аргументами против некорректности результатов МДТ можно называть наличие признаков газонасыщения по ГИС. Примером с двумя скважинами можно объяснить лишь только единичное проявление чередования флюидов, так как часть скважин, в которых проявилось данное чередование, находятся на значительном расстоянии от скважин ОПР.

Таким образом, приведенные выше гипотезы подразумевают под собой как термогенную, биогенную, так и смешенную природу газа. При этом пути миграции газа для каждой из гипотез в первую очередь ассоциируются с обширной системой разломов. Очевидно, что аккумуляция таких газовых скоплений происходит в локальных изолированных ловушках, происхождение которых логично объясняется континентальным генезисом пласта ПК1-3.

Заключение

Таким образом, в работе достаточно широко были рассмотрены гипотезы возникновения газовых скоплений, для каждой из которых, пути миграции идентичны и проходят по обширной системе разломов. Для подтверждения или опровержения гипотез необходимо как проведение повторного акцентированного анализа уже имеющихся данных, так и планирование новых исследований по пласту ПК1-3.

Благодарность

Выражаем благодарность за помощь при написании данной статьи начальника управления геологии ЗАО «Мессояханефтегаз», Тихомирова Е.В., и начальника научно-методического управления НТЦ, Федорова М.В., за ценные советы.

Список использованных источников

1. Alexei V. Milkov. Methanogenic biodegradation of petroleum in the West Siberian Basin (Russia): Significance for formation of giant Cenomanian gas pools, AAPG Bulletin, v. 94, no. 10, pp. 1485–1541, 2010.

2. BeicipFranlab. Отчет «Создание флюидодинамической модели нефтегазообразования в пределах Западно Мессояхского и Восточно-Мессояхского лицензионных участков», 2014.

Возврат к списку