Features of the isolation and nature of low-resistivity oil-saturated reservoirs of the Middle Jurassic deposits of the Akshabulak Central field of the South Torgai oil and gas basin

Full Text

В терригенном разрезе по данным геофизических исследований скважин газо- и нефтенасыщенные коллекторы, зачастую, отмечаются повышенным электрическим сопротивлением по сравнению с вмещающими породами, а водонасыщенные – низким. Однако исключением являются низкоомные коллекторы нефти и газа, удельное электрическое сопротивление которых на уровне или ниже вмещающих пород. Характер насыщения таких коллекторов нередко интерпретируется как водонасыщенный, ввиду чего их часто пропускают, и они остаются неучтенными [1].

В виде примера рассмотрим месторождение Акшабулак Центральный Южно-Торгайского нефтегазоносного бассейна, который находится на территории Кызылординской и Карагандинской областей Казахстана. На месторождении пробурено более 213 скважин. Тектоническая схема региона и сейсмическая карта с расположением скважин приведены на рисунке 1 а, б.

а)                                                                б)

Рисунок 1 – а) Тектоническая схема региона; б) сейсмическая карта по кровле горизонта Ю-I.

Продуктивные горизонты отнесены к верхнеюрским (Ю-0, Ю-I, Ю-II, Ю-III) и нижнемеловым (М-II) отложениям. Породами-покрышками являются глинистые породы.

            Рассматриваемые низкоомные продуктивные залежи относятся к горизонтам Ю-0 и Ю-I, которые принадлежат к речной фации. Коллекторы горизонтов в пределах русловых зон представлены песчаниками мелкозернистыми, хорошо отсортированными, полевошпат-кварцевыми, крепкими и слабосцементированными, переходящими в пески и песчанистые алевролиты. Во внерусловых зонах коллекторы представлены подчиненными прослойками кварцево-полевошпатовых, мелко-, среднезернистых, алевритистых песчаников.

Горизонт Ю-I приурочен к верхней пачке верхнекумкольской подсвиты (J₃km₃). На большей части площади представлена переслаиванием темно-серых и серых слабосцементированных песчаников кварцево-полевошпатовых на глинистом и карбонатно-глинистом цементе, глинистых алевролитов и глин с преобладанием глинистых алевролитов.

Горизонт Ю-0 отнесен к акшабулакской свите (J₃аk), делится на Ю-0-1 и Ю-0-2. Литологически сложен пачкой серых, зеленовато-серых глин, пестроцветных аргиллитов, глинистых алевролитов с прослоями тонко-, среднезернистого песчаника на карбонатно-глинистом цементе и песка.

Для обоснования природы низких электрических сопротивлений продуктивных коллекторов горизонтов Ю-0 и Ю-I изучены стандартные и специальные исследования образцов керна, рентгено-дифракционный анализ, литолого-петрографическое описание шлифов [2].

Стандартный анализ керновых образцов включает определение пористости, проницаемости, плотности, гранулометрического состава, карбонатности, кальцеметрии, минералогического анализа и гамма-активности. Данные по усредненным значениям пористости и проницаемости по горизонтам Ю-0 и Ю-I, полученные по керну в нефтяной части коллектора, представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Значения коэффициентов пористости и проницаемости коллекторов по керну по горизонтам (нефтяная часть коллектора)

Специальные лабораторные исследования включают определение кривых капилярного давления, относительной фазовой приницаемости, параметра пористости и насыщения, коэффициента вытеснения нефти водой.

Анализ петрографии шлифов и результатов XRD-анализа коллекторов и пород-покрышек показал наличие в коллекторах-песчаниках проводящих минералов с содержанием железа (пирит, марказит, гематит, сидерит) и минерала анальцима, обладающего высокой адсорбционной способностью. [3]

Согласно описанию шлифов коллектора представлены песчаниками мелко-, средне- и крупнозернистыми, в основном, состоят из кластического материала. По результатам рентгенографического анализа породы состоят из следующих минералов: кварц (2-73%), калиевый полевой шпат (0-21%), плагиоклаз (0-51%), кальцит (0-45%), другие минералы (0-98%), каолинит (0-31%), хлорит (2-100%), иилит/смектит (0-66%) цемент глинистый и глинисто-кальцитовый. Пирит развивается по обломкам пород разного состава, образуя тонкую сыпь в цементе, также оконтуривает и скрепляет зерна песчаника в виде цемента. Он присутствует в виде скоплений в порах размером от 0,03 до 0,23 мм на обломках кварцитов и эффузивов. Калиевые палевые шпаты пелитизированы и и включает зерна альбита и микроклина. Марказит встречается в виде округлых образований размером 0,02-0,06 мм. Обнаружен неправильной формы анальцим с неровными краями. В обломках эффузивов фиксируются пустоты, межзерновые поры распределены неравномерно. Видимая пористость составляет 15-25% от площади шлифа.

Выделение коллекторов, определение эффективных толщин, литологии и характера насыщения производилось с использованием качественных и количественных критериев. Для этого использовался весь комплекс геолого-геофизических исследований.

При выделении коллекторов информативными являются многозондовый индукционный каротаж ВИКИЗ (изменение зоны проникновения), кавернометрия КВ (наличие глинистой корки или номинальный диаметр скважины), гамма каротаж ГК (уменьшение естественной радиоактивности относительно вмещающих пород), потенциал самопроизвольной поляризации ПС (отрицательная аномалия), микрокаротажное зондирование МКЗ (наличие приращения микрозондов), акустический каротаж АК (увеличение интервального времени), нейтронный каротаж НК (уменьшение водородосодержания) и гамма-гамма плотностной каротаж ГГКп (снижение плотности).

При оценке эффективных толщин из общей толщины выделенных коллекторов исключались глинистые, плотные и углистые прослои, контролируемые данными ГК, НК, АК, ГГКп, МКЗ, МБК.

Начальный этап интерпретации материалов ГИС начинается с разделения пород на глинистые и неглинистые, коллекторы и неколлекторы, исходя из основных критериев, характерных для терригенного разреза. Оценка продуктивности и непродуктивности коллектора проводится при последующем определении фильтрационно-емкостных свойств.

Объемная глинистость рассчитывалась по гамма-каротажу и потенциалу самопроизвольной поляризации, пористость определялась по данным методов гамма-гамма плотностного, нейтронного и акустического каротажей. Коэффициент нефтенасыщенности коллекторов определяется по методу удельного электрического сопротивления с использованием петрофизических связей, обоснованных на керне месторождения, по уравнению Арчи-Дахнова:

    и       ,                        

где Рп и Рн – параметры пористости и насыщенности,соответственно;

       Кп и Кв – коэффициенты пористости и водонасыщенности, соответственно;

       a и b – структурные коэффициенты;

       m и n – экспоненты цементации и насыщения.

На месторождении Акшабулак Центральный в горизонтах Ю-0, Ю-I в силу низких сопротивлений определение характера насыщения ряда продуктивных коллекторов вызывает трудности, так как стандартная методика выделения коллекторов по изменению их сопротивления при насыщении различными флюидами, оказывается неприменимой. Поэтому для определения характера насыщения таких коллекторов дополнительно привлекались данные геолого-технологических исследований с отбором шлама.

На рисунке 2 приведена геолого-геофизическая характеристика разреза скважины №479, где по комплексу методов АК, ННК, ГГКп, МКЗ можно выделить коллектора, однако однозначное определение состава флюида по ВИКИЗ затруднено в силу низкой дифференциации кривой сопротивления напротив нефтенасыщенных коллекторов. В таких случаях следует использовать результаты газового каротажа, согласно которым низкоомные нефтенасыщенные коллектора отмечаются повышением показаний газовых компонентов углеводородов.

Рисунок 2 – Геолого-геофизическая характеристика низкоомных коллекторов верхнеюрских отложений. Горизонт Ю-I. Скважина №479.

            Скважина №479 пробурена на южном своде после пересчета запасов нефти и газа 2015 года. Как видно из рисунка 3 она была заложена и пробурена в зоне отсутствия коллектора, по результатам ГИС опробована и получен приток нефти. На рисунке 3а представлена структурная карта по горизонту Ю-I в 2015г., на рисунке 3б – в 2021г.

а)                                                                 б)

Рисунок 3 – Структурная карта по горизонту Ю-I: а) ПЗ-2015г, б) ПЗ-2021г.

Рассмотрим южный свод горизонта Ю-0-1б. На рисунках 4 (а, б) представлены структурыне карты по данному горизонту ПЗ-2015г. и ПЗ-2021г. соответственно. За счет бурения новых скважин, выделения по ГИС низкоомных коллекторов, их опробования в ряде скважин (№№421, 423, 425, 426, 464) и установления продуктивности, в нерусловых отложениях часть зоны отсутствия коллекторов и категория запасов С₂ переведена в категорию С₁, что в целом привело к увеличению площади нефтеносности с приростом геологичеких запасов.

а)                                                                 б)

Рисунок 4 – Структурная карта по горизонту Ю-0-1б: а) ПЗ-2015г, б) ПЗ-2021г.

            На северном своде горизонта Ю-0-2 с целью повышения эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) в 2019-2021г.г. по скважинам №№ 245, 413, 422, 359 методом гидроразрыва пласта (ГРП) с закачкой проппанта были освоены низкоомные пласты-коллектора, мощностью от 0,5 до 1,9м и сопротивлением от 1,5 до 4,4 Ом∙м.  

а)                                                                 б)

Рисунок 5 – Структурная карта по горизонту Ю-0-2: а) ПЗ-2015г, б) ПЗ-2021г.

            В таблице 2 приведены средние показатели до и после выполнения ГТМ и процентная величина достижения планового прироста дебита нефти. 

Таблица 2 - Средние значения пористости и проницаемости коллекторов по керну

по горизонтам (нефтяная часть коллектора)

На рисунке 6 представлена геолого-геофизическая характеристика скважины №413. Эффективная мощность нефтенасыщенных пластов горизонта Ю-0-2 составляет от 0,6 до 1,5м, в общем - 6,2м. Сопротивление пластов от 1,5 до 2,8 Ом∙м: при этом верхние три коллектора с сопротивлением 2,2-2,8 Омм, а нижние пласты низкоомные с сопротивлением 1,5-1,7 Ом∙м.  При первичной интерпретации ГИС в силу низких значений удельного электрического сопротивления характер насыщения нижних пластов был охарактеризован как водонасыщенный. Однако при освоении горизонта Ю-0-2 были перфорированы все выделенные пласты-коллектора и, как видно из таблицы 2, средний дебит нефти составил 45 т/сут при обводненности 5%.

            Рисунок 6 – Геолого-геофизическая характеристика низкоомных коллекторов верхнеюрских отложений. Горизонты Ю-0-2. Скважина №413.

Удельное электрическое сопротивление пород покрышек изменяется от 1,5 до 2,8 Ом∙м, нефтенасыщенного коллектора - от 1,5 до 6,7 Ом∙м, а водонасыщенного - от 0,5 до 2,5 Ом∙м.  Переходная зона с неоднозначным характером насыщения по сопротивлению установлена в пределах 1,5-2,5 Ом∙м.

            По графику зависимости электрического сопротивления от пористости (рисунок 7) видно, что УЭС не зависит от пористости для нефтенасыщенных коллекторов и слабо зависит – для водонасыщенных. Границей однозначного определения нефтенасыщенных коллекторов является УЭС равное 2,5 Ом∙м и выше; для водонасыщенных - 1,5 Ом∙м и ниже. Если сопротивление пласта попадает в зону неоднозначности (1,0-2,5 Ом∙м), то характер насыщения уточняется по гипсометрическому положению относительно межфлюидных контактов.

Рисунок 7 – Изменение сопротивления от характера насыщения коллекторов

По графикам сопоставления эффективной мощности и коэффициента глинистости (Кгл) нефтенасыщенных коллекторов с сопротивлением коллекторов по данным ГИС (рисунок 8 а, б) видно, что изменение мощности коллекторов от 0,4 до 5,5м не отражается на удельном электрическом сопротивлении. Изменение глинистости от 5 до 41% также не приводит к изменению удельного электрического сопротивления коллекторов.

а)                                                                б)

Рисунок 8 – Сопоставление: а) мощности и сопротивления коллекторов;

б) коэффициента глинистости и сопротивления коллекторов

Коллектора с низким электрическим сопротивлением, соответственно характеризуются заниженными значениями коэффициента нефтенасыщенности, получаемые при оценке Кн по уравнению Арчи-Дахнова по ГИС. На данном месторождении граничное значение нефтенасыщенности для всех верхеюрских горизонтов принято равным Кн_гр=40%. Однако при данном критическом значении коэффициент нефтенасыщенности большинства низкоомных нефтенасыщенных коллекторов горизонтов Ю-0 и Ю-I с сопротивлением от 1,5 до 2,5 Ом∙м оказываются ниже граничного Кн.

На рисунке 9 приведен пример геолого-геофизической характеристики по скважине №11, где видна хорошая сопоставимость лабораторных анализов керна по определению глинистости, пористостии и проницаемости с этими же параметрами, определенными по методам ГИС. В силу низкоомности разреза по ряду пластов Кн<Кн_гр и поэтому при расчетах средневзвешенных значений Кн^срвз данные коллектора не учитывались.

Рисунок 9 – Геолого-геофизическая характеристика низкоомных коллекторов верхнеюрских отложений. Горизонты Ю-0 и Ю-I. Скважина №11.

В связи с этим была предпринята попытка расчета Кн по соотношению, установленному по керну между остаточной водонасыщенностью и пористостью по данным центрифугирования, вытеснения водой нефти, уравнение для горизонтов Ю-0 и Ю-I имеет вид Кво=0,18*Кп^-0,579 (рисунок 10). Однако из-за недостаточного количества образцов коэффициент корреляции получился очень низким R²=0,1364 и соответственно на практике данный  метод определения водонасыщенности Кв неэффективен.

Рисунок 10 – Зависимость остаточной водонасыщенности от пористости по данным специальных анализов керна. Горизонты Ю-0 и Ю-I.

В последующем по горизонтам Ю-0 и Ю-I при достаточном количестве специальных анализов по определению остаточной водонасыщенности рекомендуется установить связь Кво=f(Кп) и при хорошем корреляционном коэффициенте применить ее к данным ГИС, определив граничное значение Кн.

В целом, можно отметить основные причины снижения удельного электрического сопротивления нефтенасыщенных коллекторов:

– тонкое чередование песчаных и глинистых пород;

– присутсвие в породе электропрововодящих минералов группы пирита;

– повышенная глинистость коллекторов, мелкозернистость;

– влияние связанной водонасыщенности;

–обстановка седиментогенеза;

–преобразования минералов и цемента диагенетического характера;

–состав и текстурные особенности распределения глинистых минералов. [4]

На основании вышеизложенного можно выстроить следующую причинно-следственную цепочку: фациальная основа седиментогенеза – полиминеральный литотип породы – сорбция – образование пленочно-связанной воды – появление поверхностной проводимости – заполнение УВ – образование низкоомного коллектора. Видно, что первопричиной является процесс седиментации, формирующий соответсвующий песчаный литотип породы, а именно мелкогранулярной либо внутрипорово-структурированной или слоистой глинистости, а также пиритизированный по поверхности сообщающихся пор. В основном это зависит от фациальной обстановки. Процессы сорбции глинистыми минералами молекул воды и образования ее связанного состояния по поверхности пор формируют замкнутую электрическую цепь, в которую могут быть встроены высокоэлектропроводящие минералы группы пирита, формирующие отдельную электрическую сеть. А так как УЭС минералов группы пирита очень низкое (10−4–10−2 Ом∙м), то их влияние значительно как при параллельном, так и при последовательном соединении. [5]

Таким образом, одной из причин низкого удельного электрического сопротивления нефтенасыщенных коллекторов верхнеюрских отложений месторождения Акшабулак Центральный является присутствие в них электропроводящих минералов: пирита, марказита, анальцима, гидроокислов железа, которые представлены как отдельными минеральными видами, так и разными генерациями [6]. Помимо этого на сопротивление пласта также может оказывать влияние наличие глинистых минералов с повышенной поверхностной электропроводностью.

В дальнейшем при выполнении пересчета запасов нефти и газа по месторождению перспективность низкоомных нефтенасыщенных коллекторов необходимо устанавливать по комплексному анализу материалов ГИС, результатов газового каротажа и проводимых испытаний горизонтов Ю-0 и Ю-I, с учетом снижения критического значения сопротивления нефтенасыщенных пластов до 1,5 Ом∙м и уточнения граничного коэффициента нефтенасыщенности по специальным исследованиям керна. Учитывая вышеуказанное рекомендуется пересмотреть зоны отсутствия коллекторов и пропущенные продуктивные интервалы в Ю-0 и Ю-I для выявления в них содержания углеводородов.

About the authors

Ainagul Jumagaliyeva

Author for correspondence.
Email: a.jumagaliyeva@kmge.kz

Ведущий инженер

Служба геофизики и петрофизики

Департамент геологии

References

Supplementary files