Определение особенностей геологического строения нижнеаптских отложений
Западной Сибири на основе уточненной
литолого-фациальной модели пласта АВ₁¹⁻²
Агишев Э.Р., Жданов Л.М., Рамаданов А.В., Рамаданова Д.А., Воронина А.Н., Карарова А.З.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
В статье авторами уточняется геолого-фациальная модель песчано-алеврито-глинистых пород горизонта АВ₁¹⁻² с «рябчиковой» текстурой. Работа основана
на анализе отбора керна в интервалах слабопроницаемых сильнозаглинизированных коллекторов. Проведенные исследования актуализировали текущее представление о литолого-фациальных особенностях пласта. На результатах представленного анализа будет основана собственная петрофизическая модель пласта, позволяющая повысить детальность выделения в разрезе интервалов коллектора и установить петрофизические зависимости.
на анализе отбора керна в интервалах слабопроницаемых сильнозаглинизированных коллекторов. Проведенные исследования актуализировали текущее представление о литолого-фациальных особенностях пласта. На результатах представленного анализа будет основана собственная петрофизическая модель пласта, позволяющая повысить детальность выделения в разрезе интервалов коллектора и установить петрофизические зависимости.
Уточнение геолого-фациальной модели песчано-алеврито-глинистых пород горизонта АВ₁¹⁻²
с «рябчиковой» текстурой
с «рябчиковой» текстурой
На группе месторождений одного из недропользователей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции повсеместно распространен горизонт песчано-алеврито-глинистых отложений АВ₁¹⁻²,
входящий в состав группы пластов АВ₁. Согласно региональным стратиграфическим схемам [6, 8] горизонт АВ₁¹⁻² относится к нижней подсвите алымской свиты и сформировался в апт-альбское время.
Уточнение геологической модели группы месторождений основывалось на изучении фациальной характеристики отложений [1]. По керну рассматривались такие показатели, как цвет породы, текстура, состав аутигенных минералов, гранулометрическая характеристика, состав цемента, фильтрационно-емкостные свойства. Методами промысловой геофизики определялся литологический состав в скважинах без отбора керна (песчаники, глины, алевролиты), по форме диаграмм методов ПС и ГК определялась последовательность изменения литологии по разрезу [7].
входящий в состав группы пластов АВ₁. Согласно региональным стратиграфическим схемам [6, 8] горизонт АВ₁¹⁻² относится к нижней подсвите алымской свиты и сформировался в апт-альбское время.
Уточнение геологической модели группы месторождений основывалось на изучении фациальной характеристики отложений [1]. По керну рассматривались такие показатели, как цвет породы, текстура, состав аутигенных минералов, гранулометрическая характеристика, состав цемента, фильтрационно-емкостные свойства. Методами промысловой геофизики определялся литологический состав в скважинах без отбора керна (песчаники, глины, алевролиты), по форме диаграмм методов ПС и ГК определялась последовательность изменения литологии по разрезу [7].
Материалом для фациальной характеристики отложений пласта АВ₁¹⁻² являлся керн 51 скважины. Исследовано 1 128 образцов керна. По результатам макроописания кернового материала
и пришлифованных кусочков в отложениях пласта АВ₁¹⁻² отмечаются следующие типы пород: аргиллит слоистый алевритистый, алевролит глинистый, песчаник мелкозернистый тонкослоистый алевритистый с линзочками глинистого материала. Ниже представлено микро- и макроописание выделенных типов.
Аргиллиты темно-серые алевритистые, с неровным изломом, со слойками углистого растительного детрита и линзами мелко-тонкозернистого песчаника. Текстура субгоризонтальная и линзовидная слоистая, подчеркнутая алевролитом крупнозернистым и нарушенная интенсивной биотурбацией (Chondrites, Asterosoma, Scolicia и др.) (рис. 1 а–г).
и пришлифованных кусочков в отложениях пласта АВ₁¹⁻² отмечаются следующие типы пород: аргиллит слоистый алевритистый, алевролит глинистый, песчаник мелкозернистый тонкослоистый алевритистый с линзочками глинистого материала. Ниже представлено микро- и макроописание выделенных типов.
Аргиллиты темно-серые алевритистые, с неровным изломом, со слойками углистого растительного детрита и линзами мелко-тонкозернистого песчаника. Текстура субгоризонтальная и линзовидная слоистая, подчеркнутая алевролитом крупнозернистым и нарушенная интенсивной биотурбацией (Chondrites, Asterosoma, Scolicia и др.) (рис. 1 а–г).
Рис. 1. Фотографии кернового материала, отобранного из интервалов пласта АВ₁¹⁻²
Алевролиты светло- и темно-серые крупнозернистые и мелко-крупнозернистые, со светло-серыми прослоями и линзами песчанистого алевролита, а также со слойками аргиллита темно-серого алевритистого и тонкими слойками углистого материала. Текстура субгоризонтальная, линзовидная, флюидальная, прерывистая слоистость участками нарушена биотурбацией (Planolites, Asterosoma и др.) (рис. 2).
Рис. 2. Фотография колонки керна (а), отобранного из интервалов пласта АВ₁¹⁻² и шлифов в проходящем свете (в, д) и при скрещенных николях (б, г)
Под микроскопом алевролит мелко-крупнозернистый или крупнозернистый, песчаный или песчанистый с глинистым реже карбонатным цементом, микрослоистый. Структура преимущественно алевролитовая и реже псаммо-алевролитовая. Текстура биотурбированная микрослоистая за счет направленности пластинок слюд, органических остатков и слойков.
Содержание кварца по описанию пришлифованных кусочков в среднем составляет 46,8 %, полевых шпатов — 33,7 %, обломков пород — 19,5 %, незначительное содержание слюд и углефицированных растительных остатков. В обломках пород явное преобладание имеют кремнистые, в слюдах
же — биотит и мусковит. Цемент поровый и пленочно-поровый, глинистый, распределенный неравномерно. Основным глинистым минералом является каолинит и хлорит. Порода характеризуется межзерновой пористостью с размерами пор от менее 0,01 до 0,07 мм, по морфологии — в основном изометричные и удлиненные, реже межзерновые (рис. 2).
Содержание кварца по описанию пришлифованных кусочков в среднем составляет 46,8 %, полевых шпатов — 33,7 %, обломков пород — 19,5 %, незначительное содержание слюд и углефицированных растительных остатков. В обломках пород явное преобладание имеют кремнистые, в слюдах
же — биотит и мусковит. Цемент поровый и пленочно-поровый, глинистый, распределенный неравномерно. Основным глинистым минералом является каолинит и хлорит. Порода характеризуется межзерновой пористостью с размерами пор от менее 0,01 до 0,07 мм, по морфологии — в основном изометричные и удлиненные, реже межзерновые (рис. 2).
Песчаники светло-серые, с буроватым оттенком, пятнисто нефтенасыщенные, тонкозернистые
и мелко-тонкозернистые, алевритовые, с неравномерным распределением глинистого
и карбонатного материалов; с углистым растительным детритом. Текстура косая, субгоризонтальная, пологонаклонная, пологоволнистая слоистость, подчеркнутая слойками слюдисто-углистого и глинистого материала. Участками нарушена биотурбацией (Planolites,
Scolicia, Asterosoma, Cosmoraphe).
Под микроскопом песчаник мелко-тонкозернистый или мелкозернистый алевритовый реже алевритистый, умеренно и плохо сортированный с глинистым цементом, микрослоистый реже линзовидно-слоистый. Структура преимущественно алевро-псаммитовая и менее представлена псаммо-алевролитовая. Текстура биотурбированная микрослоистая и линзовидно-слоистая, подчеркнутая намывами слойков алевро-глинистого материала, а также фрагментами органики. Редко массивная.
Содержание кварца по описанию пришлифованных кусочков в среднем составляет 45,2 %, полевых шпатов — 33,7 %, обломков пород — 21,2 %, незначительное содержание слюд и углефицированного растительного детрита. В обломках пород явное преобладание имеют кремнистые в меньшей степени кварциты, в слюдах же — биотит и мусковит. Распределенный неравномерно цемент в основном поровый, пленочно-поровой, глинистый составом каолинитового и гидрослюдисто-хлоритового состава. Порода характеризуется межзерновой пористостью с размерами пор от менее 0,01 до 0,18 мм, по морфологии — в равном соотношении изометричные и удлиненные (рис. 3).
и мелко-тонкозернистые, алевритовые, с неравномерным распределением глинистого
и карбонатного материалов; с углистым растительным детритом. Текстура косая, субгоризонтальная, пологонаклонная, пологоволнистая слоистость, подчеркнутая слойками слюдисто-углистого и глинистого материала. Участками нарушена биотурбацией (Planolites,
Scolicia, Asterosoma, Cosmoraphe).
Под микроскопом песчаник мелко-тонкозернистый или мелкозернистый алевритовый реже алевритистый, умеренно и плохо сортированный с глинистым цементом, микрослоистый реже линзовидно-слоистый. Структура преимущественно алевро-псаммитовая и менее представлена псаммо-алевролитовая. Текстура биотурбированная микрослоистая и линзовидно-слоистая, подчеркнутая намывами слойков алевро-глинистого материала, а также фрагментами органики. Редко массивная.
Содержание кварца по описанию пришлифованных кусочков в среднем составляет 45,2 %, полевых шпатов — 33,7 %, обломков пород — 21,2 %, незначительное содержание слюд и углефицированного растительного детрита. В обломках пород явное преобладание имеют кремнистые в меньшей степени кварциты, в слюдах же — биотит и мусковит. Распределенный неравномерно цемент в основном поровый, пленочно-поровой, глинистый составом каолинитового и гидрослюдисто-хлоритового состава. Порода характеризуется межзерновой пористостью с размерами пор от менее 0,01 до 0,18 мм, по морфологии — в равном соотношении изометричные и удлиненные (рис. 3).
Рис. 3. Фотография колонки керна (а), отобранного из интервалов пласта АВ₁¹⁻² и шлифов в проходящем свете (б, в)
На основе проведенных ранее региональных исследований [3, 5, 7], описания керна и выявленной закономерности распространения пород по разрезу предложена модель формирования пласта АВ₁¹⁻² в дельтовых обстановках осадконакопления, изучаемая территория, в частности, отнесена к зоне продельтового склона. Это наиболее удаленная, морская часть дельтового комплекса, для которой характерно накопление в основном глин и алевритов. В пределах продуктивной толщи пласта АВ₁¹⁻² фации продельты представлены тонкослоистым линзовидно-волнистым переслаиванием тонкозернистых песчаников и алевролитов с низким содержанием песчаного материала и высокой глинистостью. Такие породы принято называть «рябчиковыми».
Для уточнения фациальной характеристики таких неравномерно переслаивающихся отложений на керновых исследованиях Самотлорского месторождения группой авторов [1, 2, 9] была разработана классификация «рябчиковых» отложений. В комплексе электрического и электромагнитного каротажа, вскрывшем пласт АВ₁¹⁻², отсутствуют методы оценки электрической анизотропии, которая обусловлена слоистостью исследуемых коллекторов. Этот факт не позволяет использовать для уточнения фациальной характеристики пласта АВ₁¹⁻² коэффициент слоистой глинистости. Поэтому типизация разреза выполнена на основе данных массовой глинистости Сгл, пористости, проницаемости. В таблице 1 приведены фильтрационно-емкостные параметры литотипов, выделенных в пласте АВ₁¹⁻². Ниже приведена краткая характеристика литотипов «рябчиковых» пород.
Для уточнения фациальной характеристики таких неравномерно переслаивающихся отложений на керновых исследованиях Самотлорского месторождения группой авторов [1, 2, 9] была разработана классификация «рябчиковых» отложений. В комплексе электрического и электромагнитного каротажа, вскрывшем пласт АВ₁¹⁻², отсутствуют методы оценки электрической анизотропии, которая обусловлена слоистостью исследуемых коллекторов. Этот факт не позволяет использовать для уточнения фациальной характеристики пласта АВ₁¹⁻² коэффициент слоистой глинистости. Поэтому типизация разреза выполнена на основе данных массовой глинистости Сгл, пористости, проницаемости. В таблице 1 приведены фильтрационно-емкостные параметры литотипов, выделенных в пласте АВ₁¹⁻². Ниже приведена краткая характеристика литотипов «рябчиковых» пород.
Табл. 1. Литотипы отложений пласта АВ₁¹⁻² типа «рябчик»
В опесчаненном «рябчике» песчано-алевритовые линзы и прослои в основном представлены светло-серым хорошо отсортированным алевритовым песчаником, с глинистым цементом. Коэффициент пористости варьируется в пределах 23,6–26,2 %, проницаемость — 5–23 мД.
В породах собственно «рябчика» количество глинистых слоев и линз повышается. Появляется более выраженная слоистая текстура. Песчано-алевритовые линзы и прослои в этой группе пород представлены в основном сильно глинистым мелко-крупнозернистым алевролитом. Коэффициент пористости варьируется в пределах 20,9–23,6 %, проницаемость — 1–5 мД.
Глинистому «рябчику» свойственно повышенное содержание глинистых слоев. Для него характерна ярко выраженная наклонно волнистая, участками линзовидная текстура. Более проницаемые прослои и линзы сложены мелкозернистым глинистым алевролитом. Коэффициент пористости изменяется от 18,1 до 20,9 %, проницаемость пород менее 1 мД.
Анализ распределения выделенных типов пород в разрезе скважин показал, что наиболее мощные выдержанные пропластки сложены в основном песчаниками. Они распространены в проксимальной части региона исследования. К западу песчанистость отложений снижается, пропластки становятся менее выдержанными, тонкими и линзовидными. В разрезах начинают преобладать глинистые алевролиты и аргиллиты (рис. 4). Дальнейший анализ керновых данных
при построении петрофизических зависимостей показал, что рябчиковые породы описываются общими уравнениями и отличаются только диапазонами значений параметров. Разделение рябчиковых пород на литотипы, согласно зависимостям, керн-ГИС и прогноз их латерального и вертикального распространения требуют дополнительного исследования.
В породах собственно «рябчика» количество глинистых слоев и линз повышается. Появляется более выраженная слоистая текстура. Песчано-алевритовые линзы и прослои в этой группе пород представлены в основном сильно глинистым мелко-крупнозернистым алевролитом. Коэффициент пористости варьируется в пределах 20,9–23,6 %, проницаемость — 1–5 мД.
Глинистому «рябчику» свойственно повышенное содержание глинистых слоев. Для него характерна ярко выраженная наклонно волнистая, участками линзовидная текстура. Более проницаемые прослои и линзы сложены мелкозернистым глинистым алевролитом. Коэффициент пористости изменяется от 18,1 до 20,9 %, проницаемость пород менее 1 мД.
Анализ распределения выделенных типов пород в разрезе скважин показал, что наиболее мощные выдержанные пропластки сложены в основном песчаниками. Они распространены в проксимальной части региона исследования. К западу песчанистость отложений снижается, пропластки становятся менее выдержанными, тонкими и линзовидными. В разрезах начинают преобладать глинистые алевролиты и аргиллиты (рис. 4). Дальнейший анализ керновых данных
при построении петрофизических зависимостей показал, что рябчиковые породы описываются общими уравнениями и отличаются только диапазонами значений параметров. Разделение рябчиковых пород на литотипы, согласно зависимостям, керн-ГИС и прогноз их латерального и вертикального распространения требуют дополнительного исследования.
Рис. 4. Распределение литотипов пласта АВ₁¹⁻² в разрезах скважин группы месторождений Западной Сибири
В ходе работы был проведен анализ керновых данных, в результате чего были установлены факторы формирования пласта, повлиявшие на его литологические особенности и фильтрационно-емкостные свойства. Установленные особенности и распространение литотипов по площади и разрезу в дальнейшем будут использованы при планировании расположения скважин и стратегии разбуривания объекта. Изучение литолого-фациальных особенностей является базисом для выполнения работ по комплексному вводу запасов в разработку.
В дальнейшем для комплексного обоснования эффективного ввода запасов в разработку планируется провести построение собственных петрофизических зависимостей для обоснования получения статуса трудноизвлекаемых запасов и соответствующей налоговой льготы, а также исследования керна на геомеханические свойства для предотвращения прорыва трещины гидроразрыва пласта (ГРП) в нижележащий обводненный пласт.
С учетом полученных дизайнов ГРП будут проведены исследования для выбора оптимальной системы расположения скважин.
С учетом полученных дизайнов ГРП будут проведены исследования для выбора оптимальной системы расположения скважин.
1. Александров В.М. Особенности геологического строения сложнопостроенных коллекторов. Тюмень: ТИУ, 2017. 240 с.
2. Бриллиант Л.С., Шарифуллин Ф.А., Баракин В.А., Александров В.М. Уточнение седиментационной модели объекта АВ₁1-2 Самотлорского месторождения с помощью литофациального анализа // Нефтяное хозяйство. 2000. № 9.
С. 17–22.
3. Закревский К.Е. Геологическое моделирование прибрежно-морских отложений (на примере пласта АВ1 (АВ11+2+АВ13) Самотлорского месторождения. Тюмень: Вектор Бук, 2017. 314 с.
4. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств
и нефтегазонасыщения горных пород. М.: Недра, 1975. 344 c.
5. Дьяконова Т.Ф., Исакова Т.Г. Анализ петрофизической и геофизической исходной информации и результатов определения подсчетных параметров Нэф, Кп, Кн при подсчетах и пересчетах запасов нефтегазовых месторождений. М., 2015.
6. Конторович А.Э., Ершов С.В., Казаненков В.А. и др. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде // Геология и геофизика. 2014. Т. 55. № 5–6. С. 745–776.
7. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. Ленинград: Недра, 1984. 260 с.
8. Региональные стратиграфические схемы триасовых, юрских и меловых отложений Западной Сибири, рассмотренные VI МРСС по мезозойским отложениям Западной Сибири 14–16 октября 2003 г. Утверждены МСК РФ по триасу и юре 9 апреля 2004 г., по мелу 8 апреля 2005 г. как корреляционные. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2005. 168 с.
9. Романов Е.А. Геолого-физические особенности глинистых низкопроницаемых коллекторов алымской свиты Нижневартовского свода и их учет при подсчете запасов нефти. Тюмень: СибНИИНП, 1985. 199 с.
2. Бриллиант Л.С., Шарифуллин Ф.А., Баракин В.А., Александров В.М. Уточнение седиментационной модели объекта АВ₁1-2 Самотлорского месторождения с помощью литофациального анализа // Нефтяное хозяйство. 2000. № 9.
С. 17–22.
3. Закревский К.Е. Геологическое моделирование прибрежно-морских отложений (на примере пласта АВ1 (АВ11+2+АВ13) Самотлорского месторождения. Тюмень: Вектор Бук, 2017. 314 с.
4. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств
и нефтегазонасыщения горных пород. М.: Недра, 1975. 344 c.
5. Дьяконова Т.Ф., Исакова Т.Г. Анализ петрофизической и геофизической исходной информации и результатов определения подсчетных параметров Нэф, Кп, Кн при подсчетах и пересчетах запасов нефтегазовых месторождений. М., 2015.
6. Конторович А.Э., Ершов С.В., Казаненков В.А. и др. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде // Геология и геофизика. 2014. Т. 55. № 5–6. С. 745–776.
7. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. Ленинград: Недра, 1984. 260 с.
8. Региональные стратиграфические схемы триасовых, юрских и меловых отложений Западной Сибири, рассмотренные VI МРСС по мезозойским отложениям Западной Сибири 14–16 октября 2003 г. Утверждены МСК РФ по триасу и юре 9 апреля 2004 г., по мелу 8 апреля 2005 г. как корреляционные. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2005. 168 с.
9. Романов Е.А. Геолого-физические особенности глинистых низкопроницаемых коллекторов алымской свиты Нижневартовского свода и их учет при подсчете запасов нефти. Тюмень: СибНИИНП, 1985. 199 с.
Агишев Э.Р., Жданов Л.М., Рамаданов А.В., Рамаданова Д.А., Воронина А.Н., Карарова А.З.
ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия
ramanton@yandex.ru
ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия
ramanton@yandex.ru
Данные детального описания и исследований кернового материала и геофизических
исследований скважин (ГИС).
Статистическая обработка данных керна, литолого-фациальный анализ, корреляция ГИС.
исследований скважин (ГИС).
Статистическая обработка данных керна, литолого-фациальный анализ, корреляция ГИС.
сложнопостроенный низкопроницаемый коллектор,
литолого-фациальная модель, коллектор типа «рябчик», трудноизвлекаемые запасы
литолого-фациальная модель, коллектор типа «рябчик», трудноизвлекаемые запасы
Агишев Э.Р., Жданов Л.М., Рамаданов А.В., Рамаданова Д.А., Воронина А.Н., Карарова А.З. Определение особенностей геологического строения нижнеаптских отложений
Западной Сибири на основе уточненной
литолого-фациальной модели пласта АВ₁¹⁻² // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 2. С. 20–23.DOI: 10.24412/2076-6785-2022-2-20-23
04.04.2022
УДК 552.2
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-2-20-23
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-2-20-23
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88