Features of 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

Введение

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

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

 

Рисунок 1. Тектонические особенности региона

Figure 1. Tectonic features of the region

а) тектоническая схема региона / tectonic scheme of the region; б) сейсмическая карта по кровле горизонта Ю-I /seismic map for the top of the U-I horizon

 

Физико-литологическая характеристика пород-коллекторов горизонтов Ю-0, 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. Горизонт Ю-I приурочен к верхней пачке верхнекумкольской подсвиты (J3km3), горизонт Ю-0 отнесён к акшабулакской свите (J3аk) и делится на пачки Ю-0-1 и Ю-0-2. Коллекторы горизонтов в пределах русловых зон представлены песчаниками мелкозернистыми, хорошо отсортированными, полевошпат-кварцевыми, крепкими и слабо сцементированными, переходящими в пески и песчанистые алевролиты. Во внерусловых зонах коллекторы представлены подчинёнными прослойками кварцево-полевошпатовых, мелко- и среднезернистых, алевритистых песчаников [2].

Общая проходка с отбором керна по рассматриваемым горизонтам составила 1068,3 м, общий линейный вынос – 900 м, или 84,2% от проходки. Общее количество отобранных образцов 1011 ед., из них кондиционные 569 анализов. Освещённость керном эффективной толщины составила в среднем по горизонтам 0,62 м/м, освещённость кондиционными анализами коллектора в среднем 1,58 ан/м (табл. 1). В целом качество и представительность извлечённого керна хорошее.

 

Таблица 1. Освещённость продуктивных горизонтов и эффективных толщин керном и анализами

Table 1. Illumination of productive horizons and effective thicknesses by core and analyses

Горизонт Horizon	Общая проходка с отбором керна Penetration with core selection			Кол-во образцов, ед. Number of samples, units	Кондиционные образцы, ед Conditional samples, units	Эффективная толщина, м Effective thickness, m	Отбор керна по эффективным мощностям Core selection by effective capacity			Освещенность керном коллектора, м/м Core illumination of the reservoir,m/m	Кондиционные образцы, ед. Conditioned samples, units	Освещенность кондиционными анализами коллектора, ан/м Illumination with conditioned reservoir analyses
	проходка, м penetration, m	вынос керна core recovery					проходка, м penetration, m	вынос керна от проходки core removal from penetration
		м m	%					м m	%
Ю-0-1А	103,18	80,81	78,3	39	25	17	8,4	7,4	88,1	0,44	20	1,18
Ю-0-1Б	258	219,94	85,2	199	143	52,3	38,22	34,7	90,8	0,66	115	2,20
Ю-0-1Б (русл.)	114,61	114,03	99,49	227	197	95,7	89,6	89,6	100	0,94	194	2,03
Ю-0-2	352,74	310,24	88,0	497	251	121,9	89,5	80,2	89,6	0,66	212	1,74
Ю-0-2 (русл.)	53,65	47,55	88,63	110	81	71,4	47,1	42,27	89,75	0,59	81	1,13
Ю-IА	198,58	170,39	85,8	180	106	63,1	50	43,42	86,8	0,69	79	1,25
Ю-IБ	155,78	118,64	76,2	96	44	39,6	22,95	16,33	71,2	0,41	37	0,93
Ю-I (русл.)	108,55	100,23	92,34	206	168	111	78,2	73,27	93,7	0,66	162	1,46
ВСЕГО TOTAL	1345,09	1161,8	86,4	1554	1015	572	423,97	387,19	91,3	0,68	900	1,57

 

Представление о соотношении литологических разностей в отобранном керне по продуктивным горизонтам представлено в табл. 2 и на рис. 2, где показан вынос глины, песчаника, алевролита и обломочных пород.

 

Таблица 2. Содержание литологических разностей

Table 2. Content of lithological varieties

Горизонт Horizon	Вынос керна, м Core recovery, m	Песчаник Sandstone		Алевролит Silstone		Гравелит, конгломерат Gravellite, conglomerate		Глина, аргиллит Clay, argillite
		м m	%	м m	%	м m	%	м m	%
Ю-0-1А	91,25	29,21	32,0	20,47	22,4	3,71	4,1	37,86	41,5
Ю-0-1Б	329,26	180,11	54,7	33,14	10,1	-	-	116,01	35,2
Ю-0-2	358,37	188,01	52,5	51,93	14,5	-	-	118,43	33,0
Ю-IА	227,51	124,79	54,9	37,23	16,4	-	-	65,49	28,8
Ю-IБ	138,26	86,82	62,8	4,41	3,2	-	-	47,03	34,0
ИТОГО TOTAL	1144,65	608,94	53,2	147,18	12,9	3,71	0,3	384,82	33,6

 

Рисунок 2. Распределение литологических разностей

Figure 2. Distribution of lithological variations

 

Распределение гранулометрических фракций на диаграмме (рис. 3) указывает на преобладание в горизонтах Ю-0 и Ю-I тонко-, мелкозернистых коллекторов.

 

Рисунок 3. Распределение гранулометрического состава

Figure 3. Particle size distribution

 

Для обоснования природы низких электрических сопротивлений продуктивных коллекторов горизонтов Ю-0 и Ю-I изучены стандартные и специальные исследования образцов керна, рентгено-дифракционный анализ (далее – XRD, англ. X-ray diffractometry), литолого-петрографическое описание шлифов [3].

Стандартный анализ керновых образцов включает определение пористости, проницаемости, плотности, гранулометрического состава, карбонатности, кальцеметрии, минералогического анализа и гамма-активности. Специальные лабораторные исследования включают определение кривых капиллярного давления, относительной фазовой проницаемости, параметра пористости и насыщения, коэффициента вытеснения нефти водой.

Анализ пористости и проницаемости образцов керна, отобранных из нефтяной части коллектора продуктивных горизонтов Ю-0 и Ю-I, показал, что пористость коллекторов изменяется от 17,9% до 34,7%, средние значения по горизонтам варьируются от 23,2% до 27,2%. Проницаемость меняется в широком диапазоне – от 1 до 10000 мД, средние значения – от 126,2 до 1223 мД (табл. 3).

 

Таблица 3. Значения коэффициентов пористости и проницаемости коллекторов по керну по горизонтам (нефтяная часть коллектора)

Table 3. Values of porosity and permeability coefficients of reservoirs based on cores by horizons (oil part of the reservoir)

Горизонт Horizon	Кп, %				Кпр, мД
	кол-во скважин, ед. number of wells, units	кол-во определений, ед. number of definitions, units	среднее значение average value	интервал изменения range of variation	кол-во скважин, ед. number of wells, units	кол-во определений, ед. number of definitions, units	среднее значение average value	интервал изменения range of variation
Ю-0-1А	1	9	24,22	19–26,2	1	1	126,23	–
Ю-0-1Б	8	77	25,23	18–32,14	8	77	645,41	1,08–5600
Ю-0-1Б (русл.)	5	145	27,16	19,52–34,7	5	143	481,18	2,39–2190
Ю-0-2	15	153	24,57	17,9–32,7	15	146	592,98	1–10000
Ю-0-2 (русл.)	1	19	27,68	24,9–30,7	1	10	568,24	51,4–2069,8
Ю-IА	6	47	25,93	18,9–31,45	6	44	730,8	1,87–9200
Ю-IБ	1	9	23,21	18,6–28,4	1	8	186,44	2,17–614,7
Ю-I (русл.)	3	107	26,81	18,26–32,33	3	99	1222,96	16–4686

Кп – коэффициент пористости / porosity coefficient, %; Кпр – коэффициент проницаемости, мД / permeability coefficient, mD

 

XRD-анализ позволил провести количественное определение минералогических фаз и содержание глинистых минералов. В табл. 4 представлены результаты исследования XRD, приходящихся на продуктивные горизонты Ю-0 и Ю-I. [4].

 

Таблица 4. Минералогический состав по результатам рентгенографического анализа

Table 4. Mineralogical composition according to X-ray analysis results

Минерал Mineral	Кол-во определений, ед. Number of definitions, units	Диапазон изменения, % Range of variation, %	Среднее значение, % Average value
Кварц / Quartz	311	2,1–73	42
Калиевый полевой шпат / Potassium feldspar	236	2–20,8	8
Плагиоклаз / Plagioclase	263	11–51	26,6
Кальцит / Calcite	85	1–45	4,7
Альбит / Albite	48	6,5–86	41,2
Анортит / Anorthite	1	–	18
Пироксены / Pyroxenes	1	–	15,5
Микроклин / Microcline	3	39–74	53,7
Кремний / Silicon	2	1,1–25	13
Гипс / Gypsum	2	11–15,1	13,1
Сидерит / Siderite	27	1–10	2,4
Пирит / Pyrite	84	1–6	1,3
Анальцим / Analcime	51	1–89	5,1
Гематит / Hematite	2	3–4	3,5
Доломит / Dolomite	26	1–2	2
Анкерит / Ankerite	2	5–6	5,5
Каолинит / Kaolinite	123	1–72	4,2
Хлорит / Chlorite	282	1–84	11,5
Иилит / Illite	257	1–78	15,6
Слюда / Mica	2	13–16	15

 

По литолого-петрографическому описанию шлифов коллекторы представлены песчаниками и алевролитами. Песчаники светло-, тёмно-серые, зеленоватые, с бурым оттенком, со среднемелкими зёрнами, преимущественно мелкозернистые, полимиктового состава, преобладает кварц, в подчинённом количестве – полевые шпаты с редким тонким срезом слюд; форма зёрен угловатая, полуугловатая, некоторые зёрна остроугольные, удлинённые, с множеством послойно расположенного мелкого углефицированного растительного детрита. Зёрна кварца встречаются в виде неправильных, изредка в виде изометричных зёрен с прямым погасанием, с включением редких пузырьков газа. Полевые шпаты представлены альбитом неправильной вытянутой таблитчатой формы с чёткой спайностью. По наслоению встречаются мелкие фрагменты мшанок. Микроклин с характерной решёткой. Между зёрен виден хлорит. Присутствует единичный мусковит. Обнаружены полуокатанные обломки глинисто-слюдистого содержания тёмного цвета. Обломки кремнистых пород угловатые, полуокатанные, с мелко-, микрозернистой структурой, неслоистые, с трещинками, секущими всю поверхность, выполненными кварцем. К кремнистому веществу иногда примешивается глинистое, углистое, реже железистое вещество. Обломки глинистых пород округлой формы состоят из каолинита и микрочешуйчатой гидрослюды. 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 на обломках кварцитов и эффузивов. Альбит образует неправильно призматические кристаллы со ступенчатыми ограничениями. Бесцветен, прозрачен, совершенная спайность, двупреломление низкое, с узкими двойниковыми полосками. Цемент глинистый, глинисто-хлоритовый, порового, пленочного типа.

Алевролит мелко-, среднезернистый, от зелёных, светло-серых до тёмно-серых с фиолетовым оттенком, полимиктовый, полуугловатый, удлинённой формы, распределение обломков ориентированно расположено по наслоению, подчёркнутые тонкими ленточками слюд и тонкими прожилками углефицированных растительных остатков, участками слабослюдистые с включениями гидроокислов железа. Состав: кварц, полевые шпаты, слюды, хлорит, обломки кремнистых пород. Полевые шпаты (альбит, единичные микроклины) частично замещены по трещинам спайности слюдой и пылеватым пиритом. Углефицированный растительный детрит в виде крапа и усечённых срезов распределён послойно по поверхности шлифа. По некоторым из них наблюдается замещение слюдой. Встречаются обломки гидрослюдисто-глинистого содержания с пятнами ожелезнения. Обнаружены обломки кремнистых пород выполненные микрокварцем. Цемент глинисто-гидрослюдистый, плёночного типа. Участками алевролиты переходят в песчаники, либо отмечаются маломощные прослойки мелкозернистых песчаников [5].

Породы-покрышки представлены пестроцветными глинами и аргиллитами. Глины от чистых до запесоченных, текстура массивная, редко горизонтально слоистая, неконтрастная, участками переходящие в алевролиты, в глинах – кристаллы кальцита, гидроокислы железа, детриты гидроокислов марганца. Аргиллиты слабоалевритистые, структура алевропелитовая, в основном пелитовая, массивные, с зеркалами скольжения.

Анализ петрографии шлифов и результатов XRD-анализа показал наличие в коллекторах-песчаниках проводящих минералов с содержанием железа (пирит, гематит, сидерит, гидроокислы железа) и минерала анальцима, обладающего высокой адсорбционной способностью [6].

Начальный этап интерпретации материалов геофизических исследований (далее – ГИС) начинается с разделения пород на глинистые и неглинистые, коллекторы и неколлекторы исходя из качественных и количественных критериев, характерных для терригенного разреза. Для этого использовался весь комплекс геолого-геофизических исследований.

Качественными критериями выделения коллекторов по ГИС являются: изменение зоны проникновения по многозондовому индукционному каротажу (далее – ВИКИЗ), наличие глинистой корки или сохранение номинального диаметра скважины на кавернометрии (далее – КВ), уменьшение естественной радиоактивности относительно вмещающих пород по гамма каротажу (далее – ГК), отрицательная аномалия по потенциалу самопроизвольной поляризации (далее – ПС), наличие приращения микрозондов на кривых микрокаротажного зондирования (далее – МКЗ), увеличение интервального времени по акустическому каротажу (далее – АК), уменьшение водородосодержания по нейтронному каротажу (далее – НК) и снижение плотности по гамма-гамма плотностному каротажу (далее – ГГКп). Количественные критерии разделения пластов, установленные по керну для горизонтов Ю-0 и Ю-I, составляют: коэффициент проницаемости (Кпр_гр) 1 мД, коэффициент пористости (Кп_гр) 17,5%, коэффициент объёмной глинистости (Кгл_гр) 38–40,8%. При оценке эффективных толщин из общей толщины выделенных коллекторов исключались глинистые, плотные и углистые прослои.

Следующий этап – оценка продуктивности и непродуктивности коллектора – проводится при последующем определении фильтрационно-емкостных свойств. Объёмная глинистость (Кгл) рассчитывалась по ГК и ПС, пористость (Кп) определялась по данным методов ГГКп, НК, АК. Коэффициент нефтенасыщенности (Кн) коллекторов определяется по методу удельного электрического сопротивления с использованием петрофизических связей, обоснованных на керне месторождения, по уравнению Арчи-Дахнова (1–2):

$Pп=\frac{a}{К{п}^m}$ (1)

$Pн=\frac{b}{К{в}^n}$ (2)

где Pп и Pн – параметры пористости и насыщенности; Kп и Kв – коэффициенты пористости и водонасыщенности, д. ед.; a и b – структурные коэффициенты; m и n – экспоненты цементации и насыщения.

Удельное электрическое сопротивление (далее – УЭС) пород покрышек верхнеюрских отложений изменяется от 1,5 до 2,8 Ом∙м, нефтенасыщенного коллектора – от 1,5 до 6,7 Ом∙м, водонасыщенного – от 0,5 до 2,5 Ом∙м. Переходная зона с неоднозначным характером насыщения по сопротивлению установлена в пре-делах 1,5–2,5 Ом∙м. График зависимости сопротивления от пористости (рис. 4) демонстрирует независимость УЭС от пористости для нефтенасыщенных коллекторов и слабую зависимость – для водонасыщенных.

 

Рисунок 4. Изменение сопротивления в зависимости от характера насыщения коллекторов

Figure 4. Change of resistance depending on the nature of saturation of reservoirs

 

Сопоставление эффективной мощности и коэффициента глинистости нефтенасыщенных коллекторов с сопротивлением коллекторов по данным ГИС (рис. 5) показывает, что изменение мощности коллекторов от 0,4 до 5,5 м и глинистости от 5% до 41% также не отражается на удельном электрическом сопротивлении.

 

Рисунок 5. Сопоставление

Figure 5. Matching

а) мощности и сопротивления коллекторов / power and resistance of reservoirs; б) коэффициента глинистости и сопротивления коллекторов / shale volume coefficient and resistance

 

Определение характера насыщения низкоомных коллекторов Ю-0 и Ю-I вызывает трудности, т.к. стандартная методика выделения коллекторов по изменению их сопротивления при насыщении различными флюидами оказывается неприменимой. Поэтому для определения характера насыщения таких коллекторов дополнительно привлекаются данные геолого-технологических исследований (далее – ГТИ) с отбором шлама.

На рис. 6 приведена геолого-геофизическая характеристика разреза скважины 479, где по комплексу методов АК, ННК, ГГКп, МКЗ можно выделить коллекторы, однако однозначное определение характера насыщения по ВИКИЗ затруднено в силу низкой дифференциации кривой сопротивления напротив нефтенасыщенных коллекторов. В таких случаях использование результатов газового каротажа позволяет определить продуктивность низкоомных интервалов по составу и количеству углеводородных газовых компонент.

 

Рисунок 6. Геолого-геофизическая характеристика низкоомных коллекторов. Горизонт Ю-I. Скважина 479

Figure 6. Geological and geophysical characterisation of low-resistivity reservoirs. U-I horizon. Well No. 479

 

Скважина 479 пробурена на южном своде после пересчёта запасов нефти и газа 2015 г. Как видно из рис. 7, она была заложена и пробурена в зоне отсутствия коллектора, по результатам ГИС опробована, и получен приток нефти. На рис. 7 (а) представлена структурная карта по горизонту Ю-I в 2015 г., на рис. 7 (б) – в 2021 г.

 

Рисунок 7. Структурная карта по горизонту Ю-I

Figure 7. Structural map of the U-I horizon

а) подсчёт запасов, 2015 г. / reserves estimation, 2015; б) подсчёт запасов, 2021 г. / reserves estimation, 2021

 

Рассмотрим южный свод горизонта Ю-0-1б. На рис. 8 представлены структурыне карты по данному горизонту за 2015 и 2021 гг. соответственно. За счёт 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.

 

Рисунок 8. Структурная карта по горизонту Ю-0-1б

Figure 8. Structural map of the U-0-1b horizon

а) подсчёт запасов, 2015 г. / reserves estimation, 2015; б) подсчёт запасов, 2021 г. / reserves estimation, 2021

 

Рисунок 9. Структурная карта по горизонту Ю-0-2

Figure 9. Structural map of the U-0-2 horizon

а) подсчёт запасов, 2015 г. / reserves estimation, 2015; б) подсчёт запасов, 2021 г. / reserves estimation, 2021

 

На северном своде горизонта Ю-0-2 с целью повышения эффективности геолого-технических мероприятий (далее – ГТМ) в 2019–2021 гг. по скважинам 245, 413, 422, 359 методом гидроразрыва пласта (далее – ГРП) с закачкой проппанта были освоены низкоомные пласты-коллекторы мощностью от 0,5 до 1,9 м и сопротивлением от 1,5 до 4,4 Ом∙м.

В табл. 5 приведены средние показатели до и после выполнения ГТМ и процентная величина достижения планового прироста дебита нефти по скважинам 245, 413, 422, 359.

 

Таблица 5. Средние показатели прироста до и после выполнения ГТМ

Table 5. Average increase rates before and after Well Intervention

№ скв. Well No.	Горизонт Horizon	Дата пуска после ГТМ Date of start-up after Well Intervention	Отработанные дни, сут Working days, days	Средние показатели до ГТМ Average indicators before Well Intervention			Средние показатели после ГТМ на год проведения Average indicators after Well Intervention for the year of implementation			Прирост, т/сут Increase, t/day				Накопленная дополнительная добыча, т Cumulative additional production, t
				Qж, м3/сут (m3/day)	обводнённость, % water cut, %	Qн, т/сут (t/day)	Qж, м3/сут (m3/day)	обводнённость, % water cut, %	Qн, т/сут (t/day)	план plan	факт fact	разница difference	% дост. availability %
245	Ю-0-2	14.05.2019	224	-	-	-	27,5	12,7	20,1	4,6	18,1	13,5	390,6	4050,3
413	Ю-0-2	08.07.2020	177	-	-	-	56,7	5	45	6,4	45	38,6	703,4	7969
422	Ю-0-2	12.07.2020	152	-	-	-	16,9	20	11,4	6,4	11,4	5	178,5	1736
359	Ю-0-2	02.07.2021	174	114,1	94	5,5	58,3	2	47,9	5,1	42,7	37,6	835,4	7422,3

Qж – объем жидкости / liquid volume ; Qн – объем нефти / oil volume

 

На рис. 10 представлена геолого-геофизическая характеристика скважины 413. Эффективная мощность нефтенасыщенных пластов горизонта Ю-0-2 составляет от 0,6 до 1,5 м, в общем – 6,2 м. Сопротивление пластов от 1,5 до 2,8 Ом∙м, при этом верхние три коллектора с сопротивлением 2,2–2,8 Ом∙м, а нижние пласты низкоомные с сопротивлением 1,5–1,7 Ом∙м. При первичной интерпретации ГИС из-за низких значений удельного электрического сопротивления характер насыщения нижних пластов был определён как водонасыщенный. Однако при освоении горизонта Ю-0-2 были перфорированы все выделенные пласты-коллектора и, как видно из табл. 5, средний дебит нефти составил 45 т/сут при обводненности 5%.

 

Рисунок 10. Геолого-геофизическая характеристика низкоомных коллекторов. Горизонт Ю-0-2. Скважина 413

Figure 10. Geological and geophysical characterisation of low resistivity reservoirs. U-0-2 horizon. Well No. 413

 

При оценке нефтенасыщенности коллекторов с низким УЭС Кн по ГИС, соответственно, заниженный. При утверждённом Кн_гр 40% 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 рис. 11 приведен пример геолого-геофизической характеристики скважины 11, где видна хорошая сопоставимость лабораторных анализов керна по определению глинистости, пористостии и проницаемости с этими же параметрами, определёнными по методам ГИС. В силу низкоомности разреза по ряду пластов Кн < Кн_гр, и поэтому при расчётах средневзвешенных значений Кнсрвз данные коллектора не учитывались.

 

Рисунок 11. Геолого-геофизическая характеристика низкоомных коллекторов верхнеюрских отложений. Горизонты Ю-0 и Ю-I. Скважина 11

Figure 11. Geological and geophysical characterisation of low-resistivity reservoirs of Upper Jurassic sediments. Horizons U-0 and U-I. Well No. 11

 

В связи с этим была предпринята попытка расчёта 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 (3) (рис. 12):

$Кво=\mathrm{0,18}*Кп-\mathrm{0,579}$ (3)

На данном рисунке наглядно показано, что используемые для графика образцы керна литологически представлены преимущественно мелкозернистым песчаником и единично – алевролитом. Однако из-за недостаточного количества образцов коэффициент корреляции получился очень низким R² = 0,1364 и, соответственно, на практике данный метод определения водонасыщенности Кв неприменим [7].

 

Рисунок 12. Зависимость остаточной водонасыщенности от пористости по данным специальных анализов керна

Figure 12. Dependence of residual water saturation on porosity based on special core analyses data

а) горизонт Ю-0 / Horizon U-0; б) горизонт Ю-I / Horizon U-1

Квыт – коэффициент вытеснения / oil recovery factor; ОФП – относительная фазовая проницаемость / relative permeability

 

В последующем при достаточном количестве специальных анализов по определению остаточной водонасыщенности по горизонтам Ю-0 и Ю-I рекомендуется установить связь (4) и при хорошем корреляционном коэффициенте применить её к данным ГИС, определив граничное значение Кн.

$Кво=f\left(Кп\right)$ (4)

Результаты и обсуждение

В целом, проведя обзор основных причин снижения УЭС нефтенасыщенных коллекторов –тонкое чередование песчаных и глинистых пород, присутствие в породе электропрововодящих минералов группы пирита, повышенная глинистость коллекторов и мелкозернистость, влияние связанной водонасыщенности, обстановка седиментогенеза, преобразование минералов, состав и текстурные особенностями распределения глинистых минералов и пр. [8], 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 её связанного состояния по поверхности пор формируют замкнутую электрическую цепь, в которую могут быть встроены высокоэлектропроводящие минералы группы пирита, формирующие отдельную электрическую сеть. А поскольку УЭС минералов группы пирита очень низкое (10^-⁴–10^-² Ом∙м), то их влияние значительно как при параллельном, так и при последовательном соединении [9].

Таким образом, можно предполагать, что причинами низкого удельного электрического сопротивления нефтенасыщенных коллекторов верхнеюрских отложений месторождения Акшабулак Центральный являются переслаивание песчаных и глинистых пород, мелкозернистость, присутствие в них электропроводящих минералов (пирита, сидерита, гематита, гидроокислов железа), которые представлены как отдельными минеральными видами, так и разными генерациями [10]. Помимо этого на сопротивление пласта также может оказывать влияние наличие глинистых минералов с повышенной поверхностной электропроводностью.

В дальнейшем при выполнении пересчёта 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 учётом 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.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Джумагалиева А.К. – сбор, анализ геолого-геофизических материалов, интерпретация данных ГИС и керна по месторождению, составление текстовой части, таблиц и графиков, редактирование рукописи; Нысангалиева Ш.О. – сбор и анализ керновых данных и составление по ним таблиц, диаграмм и гистрограмм; Ахметов Д.А. – анализ геолого-геофизического материала; Сагиндыков К.И. – анализ данных ГИС, составление графиков, составление части текстового материала; Марданов А.С., Джаксылыков Т.С., Мурзагалиева Ж.С. – общее руководство.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declares that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The largest contribution is distributed as follows: Ainagul K. Dzhumagaliyeva – collection and analysis of geological and geophysical materials, interpretation of GIS data and core data for the field, preparation of the text section, tables, and graphs, manuscript editing; Shynar O. Nyssangaliyeva – collection and analysis of core data, preparation of tables, diagrams, and histograms; Duman A. Akhmetov – analysis of geological and geophysical data ; Kairat I. Sagindykov – analysis of well-logging operations data, preparation of graphs, writing of text sections; Altynbek S. Mardanov, Talgat S. Jaxylykov, Zhansaya S. Murzagaliyeva – general supervision.

About the authors

Ainagul K. Dzhumagaliyeva

Atyrau branch of KMG Engineering

Author for correspondence.
Email: a.jumagaliyeva@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0004-4703-1469
Kazakhstan, Atyrau

Shynar O. Nyssangaliyeva

Atyrau branch of KMG Engineering

Email: sh.nysangalieva@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0004-0455-7161
Kazakhstan, Atyrau

Duman A. Akhmetov

KazGerMunai

Email: dakhmetov@kgm.kz
ORCID iD: 0000-0002-3398-4670

PhD

Kazakhstan, Kyzylorda

Kairat I. Sagindykov

KazGerMunai

Email: ksagyndykov@kgm.kz
ORCID iD: 0009-0001-5645-2626
Kazakhstan, Kyzylorda

Altynbek S. Mardanov

Atyrau branch of KMG Engineering

Email: a.mardanov@kmge.kz
ORCID iD: 0000-0002-8342-3046
Kazakhstan, Atyrau

Talgat S. Jaxylykov

Atyrau branch of KMG Engineering

Email: t.jaxylykov@kmge.kz
ORCID iD: 0000-0002-1530-3974
Kazakhstan, Atyrau

Zhansaya S. Murzagaliyeva

Atyrau branch of KMG Engineering

Email: zh.murzagaliyeva@kmge.kz
ORCID iD: 0000-0002-2657-8324
Kazakhstan, Atyrau

References

Supplementary files