Ұңғымалардың геофизикалық зерттеу деректері бойынша радиоактивтілігі жоғары коллекторларды анықтау ерекшеліктері

Толық мәтін

Введение

Естественная радиоактивность горных пород обусловлена примесями природных радиоактивных элементов, которые в земной коре находятся обычно в рассеянном состоянии.

Основными радиоактивными веществами, находящимися в составе земной коры, являются изотопы элементов ура-на (U²³⁸), тория (Th²³²) и калия (K⁴⁰). Содержание других радиоактивных элементов незначительно, и их наличие не оказывает существенного влияния на радиоактивность горных пород.

В зависимости от физико-химических условий образования осадочные породы обладают различным содержанием радиоактивных элементов и различаются по величине естественной радиоактивности. Их можно разбить на три группы:

1. К первой группе пород, содержащих сравнительно много радиоактивных веществ, относятся глины, глинистые сланцы, аргиллиты, глинистые алевролиты, вулканические пеплы, глауконитовые пески, калийные соли, кислые магматические (граниты, сиениты, гранодиориты и др.) и метаморфические (гнейсы) породы, в состав которых входят калиевые полевые шпаты.
2. Вторую группу пород с низкой радиоактивностью составляют гипсы, ангидриты, каменная соль, доломиты, известняки, крупнозернистые кварцевые песчаники, пески, а также угли.
3. В третью группу пород, обладающую средним содержанием радиоактивных веществ, относят пески, песчаники и карбонатные породы, содержащие в том или ином количестве примесь глинистого материала.

Повышенная радиоактивность глинистых пород, по сравнению с другими породами осадочного комплекса, объясняется их большой удельной поверхностью и способностью к адсорбции радиоактивных элементов, длительностью накопления пелитового материала, обеспечивающего увеличение содержания U²³⁸, Th²³² и K⁴⁰ в осадке.

Интенсивность радиоактивного излучения горных пород зависит также и от степени радиоактивности насыщающих их вод. Наибольшую радиоактивность имеют высокоминерализованные глубинные воды, минимальной естественной радиоактивностью обладают пресные поверхностные питьевые воды [1].

Геофизические методы исследования (далее – ГИС), основанные на использовании радиоактивных процессов (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов элементов, называют радиоактивным каротажем (далее – РК). При изучении скважин, бурящихся на нефть и газ, широкое распространение получили следующие виды РК: гамма-каротаж (далее – ГК), нейтронный каротаж (далее – НК), гамма-гамма-каротаж (далее – ГГК) и спектральный гамма-каротаж (далее – СГК).

Методы естественной радиоактивности представлены гамма-каротажем и спектральным гамма-каротажем (∑J (U²³⁸, Th²³², K⁴⁰)).

ГК повсеместно входит в обязательный комплекс ГИС, основан на измерении естественной радиоактивности породы вдоль ствола скважины, применяется для литологического расчленения разреза и оценки глинистости.

СГК определяет суммарную естественную радиоактивность породы и раздельное содержание в ней калия, урана и тория; используется для выделения аномалий ГК, не связанных с глинистостью, определения глинистости по кривым содержания тория, калия и ориентировочно минералогического состава глин [2].

На практике часто встречаются коллекторы с повышенным содержанием радиоактивных элементов. На первый взгляд их можно отнести к глинистым пластам. По комплексному подходу, используя данные керна, опробования, и по анализу проведенного каротажа, можно определить характер пласта. В выделении полимиктовых коллекторов особенно необходим метод СГК, поэтому в обязательный комплекс ГИС желательно включить данный метод.

Как известно, главным методом определения глинистости является ГК, его интегральные и спектральные составляющие. Этот метод основан на регистрации гамма-лучей пород, обладающих высокой радиоактивностью, обусловленной содержанием в них радиоактивных элементов, в частности, урана, тория и калия. Считается, что содержание этих радиоактивных веществ пропорционально объёмному содержанию глин, что позволяет перейти от значений ГК к коэффициенту глинистости. Однако если это справедливо для тория и калия, то в отношении урана его высокое содержание может быть вызвано другими факторами, не имеющими отношения к глинам. Именно подобный факт и наблюдается в коллекторах ниже приведенных месторождений, где высокая радиоактивность пород не всегда объясняется наличием глин, более того, высокорадиоактивные зоны зачастую являются хорошими коллекторами.

Ниже рассмотрен ряд примеров геолого-геофизических материалов скважин, где в продуктивных горизонтах выделяются коллекторы с высокой гамма-активностью.

Месторождение Камышитовое Юго- Западное относится к Прикаспийскому осадочному комплексу. Глубокими и структурно-поисковыми скважинами пройдена вся толща надсолевых отложений и вскрыта соль. Надсолевой комплекс представлен отложениями триаса, юры, мела, неогена.

По данным гамма-каротажа, большинству коллекторов свойственны пониженные значения естественной радиоактивности. Исключение составляют пласты IV неокомского горизонта, которые в силу своей полимиктовости обладают максимальными показаниями ГК в разрезе (рис. 1). Часто повышенные значения ГК, иногда близкие к уровню глин, отмечаются в кровельной части апта и в маломощных пластах юрских горизонтов I2-J2, I3-J2, I4-J2, I5-J2 (рис. 2), что также вызвано присутствием полимиктовых частиц и наличием урановой компоненты в составе пород.

Породы меловой продуктивной толщи литологически сложены песками, песчаниками, алевролитами. Пески мелкозернистые, зеленовато-серые, слюдистые. Песчаники тех же оттенков, мелко-зернистые, слюдистые, слабосцементированные. Алевролиты тонко-, мелко-зернистые, глинистые. Встречаются прослои мергеля зеленовато-серого, крепкого. Глины, представляющие породы-покрышки, зеленовато-серые различных оттенков, слабо слюдистые, с обуглившимися растительными остатками. Часто переслаиваются с алевритами, алевролитами, песчаником, реже мергелями.

На рис. 3 представлены результаты ГИС разведочной скважины 11 (1968 г.), где в отложениях нижнего мела в неокомском горизонте IV-nc залегает нефтенасыщенный пласт с повышенной радиоактивностью. Пласт опробован, получен приток нефти дебитом 2,95 м³/сут.

Аналогичный высокорадиоактивный пласт-коллектор выделяется по корреляции в соседних скважинах. На структурной карте (рис. 4) можно увидеть их расположение, а на рис. 5 приведена корреляционная схема по скважинам.

Скважина 274 пробурена позднее, в 2013 г., в ней выполнен полный комплекс ГИС с регистрацией современных методов – гамма-гамма плотностного, акустического (далее – АК), нейтронного и спектрального гамма каротажей.

ГИС данной скважины проиллюстрирован на рис. 6, где нефтенасыщенный коллектор горизонта IV-nc четко выделяется по совокупности прямых признаков полного комплекса ГИС.

На спектральном каротаже напротив коллекторов отмечается повышенная гамма-активность по ГК при низком содержании K⁴⁰ и Th²³², но высокой концентрации U²³⁸.

Такая картина наблюдается против известковистых и алевритистых пород, в которых происходит интенсивное развитие естественной трещиноватости. Предполагается, что в зонах трещиноватости в результате циркуляции подземных вод происходит осаждение урана. Повышенная гамма-активность на кривой ГК обусловлена при этом повышенной концентрацией урана.

В таких случаях определение коэффициента глинистости пород целесообразно проводить по суммарной радиоактивности калиевой и ториевой компонент, исключая интервалы накопления урановой составляющей.

Породы юрской продуктивной толщи представлены песками с подчинёнными прослоями глин и песчаников. Пески серые, разнозернистые, уплотнённые, глинистые, с кварцевой галькой и прослоями глин серых, плотных, с обуглившимися растительными остатками. Песчаники серые, среднезернистые, крепкие, на известковистом и глинистом цементе. Глины бурые, тёмно-бурые, серые, буровато-серые, песчанистые, с отдельными прослоями обогащенными углистым веществом.

На рис. 7 представлен материал ГИС по эксплуатационной скважине 274, где в отложениях средней юры в горизонте I4-J2 выделены нефтенасыщенные пласты-коллекторы с повышенной гамма активностью (на уровне вмещающих глин).

Рисунок 1. Пример выделения продуктивных коллекторов в IV неокомском горизонте месторождения Камышитовое Юго-Западное, отличающемся высокой естественной радиоактивностью

Figure 1. An example of the identification of productive reservoirs in the IV Neocomian horizon of the South Western Kamyshitovoye field, which is characterized by high natural radioactivity

Слева – скважина 115, при испытании которой получена нефть, справа – неопробованная скважина 241

On the left – well 115, during the testing of which oil was produced, on the right – unproven well 241

Рисунок 2. Пример выделения в юрских горизонтах продуктивных коллекторов с повышенной естественной радиоактивностью. Скважина 220 месторождения Камышитовое Юго-Западное

Figure 2. An example of the identification of productive reservoirs in the Jurassic horizons with increased natural radioactivity. Well 220 of the South Western Kamyshitovoye field

Рисунок 3. Скважина 11 месторождения Камышитовое Юго-Западное. Меловой горизонт IV-nc

Figure 3. Well 11 of the South Western Kamyshitovoye field. Cretaceous horizon IV-nc

Рисунок 4. Фрагмент структурной карты по кровле IVнеокомского горизонта месторождения Камышитовое Юго-Западное

Figure 4. A fragment of the structural map along the top of the IV Neocomian horizon of the South Western Kamyshitovoye field

Рисунок 5. Корреляционная схема по скважинам 25-106-11-228 IV неокомского и I юрского горизонтов месторождения Камышитовое Юго-Западное

Figure 5. Correlation scheme for wells No. 25-106-11-228 of the IV Neocomian and I Jurassic horizons of the South Western Kamyshitovoye field

Рисунок 6. Скважина 274 месторождения Камышитовое Юго-Западное. Меловой горизонт IV-nc

Figure 6. Well 274 of the South Western Kamyshitovoye. Cretaceous horizon IV-nc

Рисунок 7. Скважина 274 месторождение Камышитовое Юго-Западное. Юрский горизонт I4-J2

Figure 7. Well 274 of the South Western Kamyshitovoye field. Jurassic horizon I4-J2

В скважине выполнен полный комплекс ГИС, в том числе и СГК. Верхний нефтенасыщенный коллектор №1 по данным ГК и суммарной радиактивности СГК отмечается максимумом.

По результатам спектрометрии естественного гамма-излучения по повышенному содержанию калия и пониженному содержанию урана и тория можно сделать вывод, что литологически коллектор представлен полимиктовым, калиево-полевошпатовым песчаником.

Нижний нефтенасыщенный коллектор №2 по повышенному содержанию тория и пониженному содержанию калия при среднем содержании урана можно отнести к торийсодержащему песчанику, в состав которого могут входить акцессорные минералы типа моноцита, циркона и т.д.

Месторождение Нуралы относится к Южно-Тургайскому осадочному нефтегазоносному бассейну. На месторождении бурением вскрыты породы фундамента и осадочные отложения юрской, меловой, палеогеновой и неоген-четвертичной систем.

Арыскумский горизонт представляет собой базальную толщу нижнего мела, залегающего с угловым и стратиграфическим несогласием, распространен повсеместно.

На большей части площади арыскумский горизонт разделяется на две толщи. Верхняя толща представлена коричневыми алевритистыми глинами и слоем глинистого алевролита в кровле горизонта. Нижняя толща в северо-восточной части площади представлена ритмичным переслаиванием коричневых глинистых алевролитов и алевритистых глин, с прослоями песчаников и гравелитов коричневой и серой окраски, отложившимися в прибрежной части обширного мелководного бассейна.

Песчаники мелкозернистые и средне- мелкозернистые, алевритистые, с примесью мелкого гравия переходят в несцементированные пески, иногда сцементированы глинисто-карбонатным цементом. Гравелиты песчанистые, алевритистые, на карбонатном и глинисто-карбонатном цементе.

По шлифам породы-коллекторы представлены песчаником и алевролитом, по вещественному составу кластического материала, относятся преимущественно к полевошпаткварцевым.

С целью изучения эволюционных характеристик осадочных фаций на месторождении Нуралы выполнено разделение осадочных микрофаций путём анализа литологофациальных характеристик, что позволило отнести горизонты М-II-3 к аллювиальному конусу и делювиальной фации.

В пласте М-II-3 развит аллювиальный конус юго-западного направления, отложение от середины до края аллювиального конуса. И вокруг высокой точки палеоструктуры Западного Нуралы развиты отложения делювиальной фации. В вертикальном направлении данного пласта развиты тела аллювиального конуса двух периодов М-II-3а, М-II-3b, которые продвигаются от юго-западного направления к северо-восточному и вокруг высокой точки палеоструктуры смешиваются с деллювиальными осадками от высокой точки палеоструктуры (рис. 8).

На рис. 9 приведен пример выделения газонасыщенного коллектора в арыскумском горизонте М-II-3 в скважине 92 месторождения Нуралы. Как видно по ГК, напротив коллектора отмечается аномально высокая радиоактивность. По результатам опробования зафиксирован выход газа с жидкостью в виде геля.

К сожалению, метод СГК на месторождении не проводился. Однако имеется метод самопроизвольной поляризации (далее – ПС), который при правильном соблюдении соотношения минерализации бурового раствора и пластовых вод чётко выделяет границы коллектора.

Рисунок 8. Модель осаждения горизонта М-II-3

Figure 8. The model of horizon M-II-3 subsidence

Объёмная глинистость в данном случае определена по ПС по наличию отрицательной аномалии амплитуды кривой, что является одним из прямых качественных признаков коллектора.

Ниже на рис. 10 показаны расположение скважины 92 на структурной карте и корреляция горизонта М-II-3 (рис. 11) с соседними скважинами.

Рисунок 9. Геолого-геофизическая характеристика разреза скважины 92 месторождения Нуралы, горизонт М-II-3

Figure 9. Geological and geophysical characteristics of the section of well 92 of the Nuraly field, horizon M-II-3

Рисунок 10. Структурная карта по кровле коллектора горизонта М-II-3

Figure 10. Structural map along the reservoir top of horizon M-II-3

Рисунок 11. Корреляционная схема горизонта М-II-3

Figure 11. Correlation diagram of horizon M-II-3

Месторождение Ботахан является частью обширной Урало-Эмбинской нефтеносной области, которая, в свою очередь, составляет часть Прикаспийской нефтегазоносной провинции, характеризующейся развитием соляно-купольной тектоники. На месторождении поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами вскрыты отложения от неоген-четвертичных до кунгурского яруса нижней перми включительно.

Среднеюрский отдел (J2) юрской системы представлен переслаиванием песчано-глинистых отложений с включениями бурого угля. Пески и песчаники преобладают над глинами. В разрезе среднеюрских отложений выявлены I и II продуктивные на нефть горизонты. Горизонты расположены друг под другом, имеют идентичное строение.

По данным керна, породы-коллекторы I-J2 горизонта сложены песчаниками серыми, светло-серыми, тёмно-серыми, мелкозернистыми, средне-зернистыми, глинистыми, слабосцементированными, иногда плотными, преимущественно кварцевыми; песками серыми, светло-серыми, мелкозернистыми, рыхлыми; редко алевролитами серыми, разнозернистыми, слабоглинистыми, плотными, некарбонатными.

Породы-коллекторы II-J2 горизонта сложены песчаниками серыми, светло-серыми, тёмно-серыми, желтовато-бурыми, мелкозернистыми, среднезернистыми, редко крупнозернистыми, полимиктовыми, на карбонатно-глинистом цементе, слюдистыми, от слабо- до крепкосцементированных, с редкими включениями черного углистого вещества; алевролитами серыми, разнозернистыми, сцементированными, кварцево-слюдистыми, с углефицированными растительными остатками, на глинисто-карбонатном цементе, с прослойками песчаника, глины и слюды; реже песками мелкозернистыми, глинистыми, с включением обуглившихся растительных остатков. Песчаники и алевролиты иногда переслаиваются друг с другом.

Горизонт II-J2 служат ярким примером того, что помимо отдельных пластов выделяются целые полимиктовые горизонты.

Полимиктовый коллектор образуется, когда при осадконакоплении, помимо зёрен кварца, большой процент зёрен представлен полевыми шпатами и продуктами их химических преобразований. Образованная порода имеет значительную примесь глинистых разностей (до 25–50%), ухудшающих её коллекторские свойства.

В песчаных породах полевые шпаты являются одними из основных породообразующих компонентов, они слагают обломочные зёрна, но некоторые разновидности (альбит и микроклин) могут быть образованы в процессе диагенеза и катагенетического уплотнения пород и являться аутигенными, нарастая в виде каёмок на материнских обломках.

Рентгено-дифракционный анализ (далее – XRD-анализ) на месторождении Ботахан проведён только в скважине 300, проанализированы 3 образца керна юрских отложений. Результаты XRD-анализа продемонстрировали полимиктовый состав пород с преобладанием кварца – 52,9%, полевых шпатов – 25,9% (из них ортоклаз – 8,7%, анортит – 1%, альбит – 16,3%). Также в породе присутствуют мусковит (4,3%), антигорит (1,7%), кальцит (5,1%), из глинистых минералов каолинит (6,8%).

На рис. 12 представлен геолого-геофизический материал по скважине 173 месторождения Ботахан. По результатам спектрометрии естественного гамма-излучения исследуемый разрез характеризуется довольно устойчивым содержанием Th²³² и K⁴⁰. Исключение составляет нижние горизонты II-J2, характеризующиеся высокой гамма-активностью относительно верхних I-J2 горизонтов, повышенным содержанием K40 и Th232 и пониженным содержанием U238, что свидетельствует о полимиктовом составе породы, а также накоплении акцессорных минералов, содержащих Th232 (монацит, циркон и др.), что может служить признаком границ цикличного осадконакопления по исследованному разрезу.

В данном случае для определения глинистости использована кривая СГК, поскольку оценка объёмной глинистости по ГК носит недостоверный характер.

Ранее на данной площади при выполнении работ по оценке запасов фонд скважин состоял в основном из «старых» ГИС с ограниченным комплексом, и рассматриваемые выше пласты с высокой гамма-активностью оставались без внимания. Добавление в комплекс ГИС таких современных методов, как СГК, ГГК, высокочастотный индукционный каротаж изопараметрическое зондирование, привело к надёжному выделению высокорадиактивных коллекторов и позволило уточнить методику интерпретации ГИС «старых» скважин. В результате корреляции и переинтерпретации данных ГИС в «старых» скважинах были добавлены пропущенные пласты-коллекторы.

Примеры выделения таких пропущенных коллекторов приведены на рис. 13 и 14, где наглядно показаны две колонки с коллекторами пересчета запасов (далее – ПЗ) за 2013 и 2019 гг. Выделенные в рамках ПЗ за 2019 г. пласты были опробованы, и их продуктивность подтверждена положительными результатами.

Рисунок 12. Скважина 173 месторождения Ботахан (юрский горизонт II-J2)

Figure 12. Well 173 of the Botakhan field (Jurassic horizon II-J2)

Рисунок 13. Скважина 183 месторождения Ботахан (юрский горизонт II-J1)

Figure 13. Well 183 of the Botakhan field (Jurassic horizon II-J1)

Рисунок 14. Скважина 121 месторождения Ботахан (юрский горизонт II-J2)

Figure 14. Well 121 of the Botakhan field (Jurassic horizon II-J2)

На рис. 15 представлено сравнение геолого-литологических профилей по юрским горизонтам ПЗ за 2013 и 2019 гг., где наглядно видно увеличение эффективных нефтенасыщенных мощностей за счёт добавления пропущенных коллекторов по «старым» скважинам и бурения новых скважин.

В предыдущих подсчётах запасов коэффициент водонасыщенности рассчитан по методу Арчи. В последнем пересчете запасов за 2019 г. был использован метод определения коэффициента водонасыщенности с использованием данных электрического каротажа по уравнению «двойной воды».

Применение данного метода было обусловлено неоднозначностью показаний электрического каротажа против нефте- и водонасыщенных коллекторов, а также получением достаточно низких коэффициентов нефтенасыщенности в продуктивных пластах.

Рисунок 15. Сравнение геолого-литологических профилей юрских горизонтов ПЗ за 2013 г. с ПЗ за 2019 г. месторождения Ботахан

Figure 15. Comparison of RE of geological and lithological profiles of the Jurassic horizons for 2013 with the RE for 2019 of the Botakhan field

На рис. 16 приведены примеры определения насыщенности по уравнениям Арчи и «двойной воде», где наглядно показано, как в незаглинизированных чистых пластах насыщенности по двум методам близки по значениям, а в более заглинизированных коллекторах насыщенность по Арчи ниже, чем по «двойной воде» [3].

Для подтверждения правильности расчета насыщенности по уравнению «двойной воды» рассчитана кривая Ro, характеризующая сопротивление пласта, содержащего воду. По методическим данным интерпретация считается верной, если при наложении на кривую сопротивления бокового каротажа (далее – БК) при одинаковом масштабировании кривая Ro сходится на глинах и водоносных коллекторах и расходится на нефтенасыщенных.

Рисунок 16. Скважина 66 месторождения Ботахан. Определение насыщенности

Figure 16. Well 66 of the Botakhan field. Saturometry

1) по методу Арчи / according to the method of Archie; 2) по «двойной воде» / by "double water"

В результате пересчета начальных геологических и извлекаемых запасов месторождения Ботахан в 2019 г. произошло увеличение значений коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности, что привело соответственно к увеличению запасов. В табл. 1 приведено сопоставление средневзвешенных значений коэффициента пористости (далее – Кп) и коэффициента нефтегазонасыщенности (далее – Кнг) по горизонтам ПЗ за 2013 и 2019 гг.

Таблица 1. Сопоставление средневзвешенных значений Кп и Кнг ПЗ за 2013 и 2019 гг. Table 1. Comparison of weighted average values of Pr and Hsi of RE for 2013 and 2019

Насыщенность изменилась в сторону увеличения на 2–4% в I-объекте (J-I) и на 9–10% во II-объекте (J-II). Увеличение произошло за счёт новых пробуренных скважин и изменения методики интерпретации. Коэффициенты насыщенности, принятые для ПЗ в 2019 г., не противоречат значениям остаточной водонасыщенности, определённым по специальным анализам на керне скважины 300. По результатам относительной фазовой проницаемости и определения коэффициента вытеснения остаточная водонасыщенность изменяется от 0,257 до 0,80 д. ед., в среднем составляя 0,48 д. ед., остаточная нефтенасыщенность – от 0,16 до 0,42 д. ед., в среднем – 0,22 д. ед., коэффициент вытеснения со-ставил в среднем 0,52 д. ед., изменяясь в пределах от 0,162 до 0,734 д. ед.

Выводы

При наличии в разрезе высокорадиоактивных пород-коллекторов применение комплексного анализа геолого-геофизического материала (ГИС, ГТИ, керн, опробование) даёт возможность правильного построения структуры месторождения.

Содержание радиоактивных элементов в породе объясняется следующими факторами:

– породы с большой удельной поверхностью и способностью к адсорбции, адсорбирующие уран и другие радиоактивные элементы (глина);

– способность тяжелых окисленных нефтей обогащаться ураном за счёт извлечения его из пластовых вод;

– в результате циркуляции пластовых вод происходит осаждение урана;

– содержание урана может быть связано также с особыми геохимическими условиями осадконакопления отдельно взятых интервалов.

Опираясь только на данные ГИС, высокорадиоактивные коллекторы можно ошибочно интерпретировать как неколлекторы. Примером могут служить рассмотренные выше среднеюрские горизонты месторождений Камышитовое Юго-Западное и Ботахан, где были пропущены коллекторы, представленные полимиктовыми песчаниками.

Оценка объёмной глинистости по одному ГК – одна из сложных задач при интерпретации ГИС. Основной недостаток оценки глинистости коллекторов по геофизическим данным – это необходимость при расчётах в перенесении свойств глин, составляющих вмещающие породы, на глины коллектора.

Большие преимущества даёт применение спектрального гамма-метода, основой геологической интерпретации которого является корреляция содержания урана, тория и калия в горных породах с их литологическими и петрофизическими свойствами, а также генезисом этих отложений.

Использование СГК облегчает задачу определения объёмной глинистости. С его помощью разделяют аномалии гамма-активности, обусловленные глинистостью, содержанием полевого шпата, повышением содержания урана; определяют минеральный состав глинистых пород.

Располагая данными СГК, мы можем исключить долю урана из суммарной гамма-активности породы, определённой по ГК, и тем самым значительно уменьшить искажающее влияние алевролита и органики при оценке глинистости по данным ГК [4].

Также стоит отметить, что любая электрометрическая аппаратура не позволяет достоверно оценить удельное электрическое сопротивление неоднородных коллекторов, занижая их истинное сопротивление. Данный эффект обусловлен шунтированием тока при наличии проводящих флюидонепроницаемых микрослоев. Это обстоятельство приводит к резкому занижению Кнг в интервалах слоисто-неоднородных продуктивных коллекторов. В связи с этим в таких случаях при интерпретации ГИС рекомендовано использование модели расчёта насыщенности по уравнению «двойной воды», позволяющей повысить достоверность Кнг в «сложных» для электрометрии геологических ситуациях.

В целом правильное определение объёмной глинистости высокорадиоактивных коллекторов влияет на верную оценку эффективных мощностей. Учёт этих параметров и выбор верной электрической модели расчёта насыщенности коллекторов в совокупности влияет на точность определения подсчётных параметров пласта по результатам ГИС, на объём газонефтенасыщенных пород и на геологические запасы месторождения.

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 следующий образом: Жамалиденова Г.Т. ― сбор и анализ, интерпретация материалов по месторождениям Ботахан и Камышитовое Юго-Западное, редактирование рукописи, Джумагалиева А.К. ― сбор, анализ, интерпретация данных исследования по месторождению Нуралы, редактирование рукописи.

ADDITIONAL INFORMATION

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

Competing interests. The authors declare 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. Gulzhamal T. Zhamalidenova ― collection and analysis, interpretation of materials on the Botakhan and South Western Kamyshitovoye fields, editing of the manuscript, Ainagul K. Dzhumagalieva — collection, analysis, interpretation of materials on Nuraly field, revising the work.

Авторлар туралы

Г. Т. Жамалиденова

Хат алмасуға жауапты Автор.
Email: Zhamalidenova.G@kmge.kz
Қазақстан, Атырау қаласы

А. К. Джумағалиева

Email: Jumagaliyeva.A@kmge.kz
Қазақстан, Атырау қаласы

Әдебиет тізімі

Қосымша файлдар

Қосымша файлдар

Әрекет

1. JATS XML

Жүктеу

2. Figure 1. An example of the identification of productive reservoirs in the IV Neocomian horizon of the South Western Kamyshitovoye field, which is characterized by high natural radioactivity

Жүктеу (453KB)

Метадеректер

3. Figure 2. An example of the identification of productive reservoirs in the Jurassic horizons with increased natural radioactivity. Well 220 of the South Western Kamyshitovoye field

Жүктеу (474KB)

Метадеректер

4. Figure 3. Well 11 of the South Western Kamyshitovoye field. Cretaceous horizon IV-nc

Жүктеу (169KB)

Метадеректер

5. Figure 4. A fragment of the structural map along the top of the IV Neocomian horizon of the South Western Kamyshitovoye field

Жүктеу (268KB)

Метадеректер

6. Figure 5. Correlation scheme for wells No. 25-106-11-228 of the IV Neocomian and I Jurassic horizons of the South Western Kamyshitovoye field

Жүктеу (284KB)

Метадеректер

7. Figure 6. Well 274 of the South Western Kamyshitovoye. Cretaceous horizon IV-nc

Жүктеу (274KB)

Метадеректер

8. Figure 7. Well 274 of the South Western Kamyshitovoye field. Jurassic horizon I4-J2

Жүктеу (291KB)

Метадеректер

9. Figure 8. The model of horizon M-II-3 subsidence

Жүктеу (298KB)

Метадеректер

10. Figure 9. Geological and geophysical characteristics of the section of well 92 of the Nuraly field, horizon M-II-3

Жүктеу (316KB)

Метадеректер

11. Figure 10. Structural map along the reservoir top of horizon M-II-3

Жүктеу (279KB)

Метадеректер

12. Figure 11. Correlation diagram of horizon M-II-3

Жүктеу (298KB)

Метадеректер

13. Figure 12. Well 173 of the Botakhan field (Jurassic horizon II-J2)

Жүктеу (489KB)

Метадеректер

14. Figure 13. Well 183 of the Botakhan field (Jurassic horizon II-J1)

Жүктеу (364KB)

Метадеректер

15. Figure 14. Well 121 of the Botakhan field (Jurassic horizon II-J2)

Жүктеу (366KB)

Метадеректер

16. Figure 15. Comparison of RE of geological and lithological profiles of the Jurassic horizons for 2013 with the RE for 2019 of the Botakhan field

Жүктеу (157KB)

Метадеректер

17. Figure 16. Well 66 of the Botakhan field. Saturometry

Жүктеу (632KB)

Метадеректер