Вещественный состав флюидоупоров верхнедевонской карбонатной толщи Волго-Уральского региона и методика их выделения по данным геофизических исследований скважин

Нигматзянова А.М., Мирнов Р.В., Бурикова Т.В., Бакиров Р.Д., Шавалиев В.И.


ООО «РН-БашНИПИнефть»

Верхнедевонские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции являются перспективными для поиска нефти. Важный фактор при прогнозе развития ловушек — наличие или отсутствие пород-флюидоупоров.
Актуальность темы связана с возможностью прогнозировать
распространение пород-флюидоупоров методами ГИС
и, следовательно, повышение эффективности поисково-разведочных работ.
В статье представлена методика выделения флюидоупоров по каротажным данным, основанная на литологическом изучении керна
и подтвержденная результатами испытаний.
В результате проведенного анализа получены граничные значения
по различным геофизическим параметрам, которые позволяют выделять непроницаемые толщи.
Одним из ключевых аспектов стратегии восполнения сырьевой базы ПАО «НК «Роснефть» наряду с геолого-разведочными работами является анализ уже пробуренного фонда скважин с целью поиска пропущенных перспективных интервалов разреза. Верхнедевонские отложения Волго-
Уральской нефтегазоносной провинции являются перспективным объектом для поиска нефти,
что подтверждается многочисленными открытыми залежами.
В верхнедевонской карбонатной толще выделяется до 8 потенциально-продуктивных пластов,
из которых, по статистике, нефтенасыщенными оказываются лишь 2–3. Интервалы коллекторов характеризуются смешанным типом пустотного пространства, неоднородным литологическим составом, что затрудняет прогноз нефтенасыщенности. Важным фактором неопределенности при прогнозе развития ловушек является вероятность отсутствия флюидоупоров, которые имеют сложное неравномерное распространение, определяемое геологическими особенностями строения верхнедевонских палеошельфов. В работе [1] выделены зоны распространения и отсутствия
флюидоупоров на Башкирском и Южно-Татарском палеошельфах, а также переходные зоны, в которых оценка изолирующих свойств потенциальных флюидоупоров затруднительна. В связи с этим при выборе интервалов испытаний в скважинах с неоднозначным насыщением в переходной зоне важно определить наличие или отсутствие надежной покрышки методами геофизических исследований скважин (ГИС).
Стоит отметить, что задача выделения
пород-флюидоупоров методами ГИС является непростой ввиду неприменимости универсальных граничных критериев для пород разного состава и возраста [2–4]. Предложенная методика оценки флюидоупоров основана на выявленных литологических особенностях фаменского яруса и подтверждена данными испытаний.
Вещественный состав флюидоупоров
Флюидоупоры фаменского яруса характеризуются сложным неоднородным строением,
чаще всего они представлены переслаиванием нескольких литологических разностей.
Выделено три литологических типа пород, которые могут служить флюидоупором. Все они представлены известняками с различной степенью глинистости. Следует отметить, что в таком разделении есть доля условности, т.к. все три литотипа связаны генетически и образуют переходные разности. Главными критериями их разделения служили минералогический состав (процент содержания глинистых минералов) и структурно-текстурные особенности, определяющие степень неоднородности пород. Ниже приведена характеристика каждого из литотипов
пород-флюидоупоров.
Литотип А. Известняки сильноглинистые (до глин известковых) зеленовато-серые, серые, горизонтально-слоистые (рис. 1а). Глинистость варьирует от 25 до 77 % по изученным образцам. Преобладающим глинистым минералом является иллит, присутствует незначительная примесь каолинита, слюд, реже хлорита, карбонатная составляющая представлена исключительно кальцитом. Для пород характерна латеральная выдержанность. Прослои имеют толщину от нескольких сантиметров до 1–1,5 м.
Рис. 1. Литологические типы флюидоупоров фаменского яруса:
а — глины известковые,
б — известняки пелитоморфные с глинистыми прожилками,
в — известняки желваковые
с глинисто-карбонатным заполнителем. Цена деления линейки —
1 см, стрелки направлены от подошвы к кровле
Литотип Б. Известняки пелитоморфные, пелитоморфно-шламовые, с многочисленными тончайшими субгоризонтальными глинистыми прожилками (рис. 1б), часто встречаются в интервалах флюидоупоров в переслаивании с породами литотипа А. Отмечается тонкая горизонтальная слоистость и латеральная выдержанность. Литотип Б является преобладающим в составе флюидоупоров нижне- и среднефаменского подъярусов. Прослои имеют толщину 0,2–10 м.
Литотип В — известняки желваковые с глинисто-карбонатным заполнителем (рис. 1в). Глинистая примесь имеет иллитовый состав, распределена неравномерно. Из-за неоднородной желваковой (брекчиевидной) структуры породы отличаются от известняков литотипа Б по экранирующим свойствам. Прослои имеют толщину от 0,5 до 10 м. Литотип характерен для покрышек верхнефаменского подъяруса. Поэтому при выделении интервалов флюидоупоров по данным ГИС рекомендуется отдельно рассматривать верхнефаменский (заволжский) интервал разреза.
На каротажных кривых породы литотипов Б и В выделяются схожими геофизическими параметрами и практически неотличимы друг от друга. Однако литотип Б является преобладающим флюидоупором нижне-
среднефаменского интервала разреза, литотип В — в разрезе верхнего фамена. Это обусловлено различными условиями накопления пород-флюидоупоров: в нижне-среднефаменское время —
на этапе трансгрессии при увеличении глубины моря, а в верхнефаменское — на этапе понижения относительного уровня моря при образовании полуизолированной лагуны. Поэтому при определении граничных значений для выделения флюидоупоров по ГИС данные интервалы следует рассматривать отдельно.
Во франско-нижнефаменском интервале разреза встречаются прослои ангидритов мощностью
до 8 м, однако на данный момент в указанном стратиграфическом диапазоне не выявлено ни одной залежи нефти, экранируемой ангидритами, что, вероятно, связано с их латеральной неоднородностью. Все выделенные флюидоупоры имеют глинисто-карбонатный состав.
Выделение флюидоупоров по данным ГИС
Анализ опробований показал, что в составе флюидоупоров фаменского яруса всегда
присутствуют глинистые прослои литологического типа А: в отдельных случаях они экранируют залежь самостоятельно, но чаще встречаются в переслаивании с известняками литологических типов Б и В.
При сопоставлении керновых данных и результатов ГИС было отмечено, что количественное содержание глинистых минералов пропластков литотипа А, определяемое на керне, отличается
от картины, которую можно определить по данным ГИС. Это связано с тем, что методы ГИС не достигают истинных значений из-за влияния вмещающих пород, а также в связи с недостаточной разрешающей способностью аппаратуры, вызванное, как правило, ограниченной толщиной этих пропластков, как было отмечено выше. Поэтому, несмотря на значительное содержание глинистых минералов в этих породах, расчетная глинистость по ГИС составляет от 5 до 20 %.
Следует отметить, что разрешающая способность стандартных геофизических методов не дает нам возможности детально дифференцировать породы по текстурно-структурным признакам, однако преобладание литологической разности в разрезе определяется довольно точно. Поэтому первым этапом при выделении покрышек методами ГИС в представленной работе послужила дифференциация пород по литологии.
Для определения количественных критериев надежности покрышек по результатам интерпретации материалов ГИС в скважинах также были проанализированы такие методы, как гамма-каротаж (метод ГК), нейтронный гамма-каротаж (НГК), акустический каротаж (метод АК) и боковой каротаж
(метод БК). В анализе участвовали скважины с небольшой толщиной между интервалами испытаний, где опробованием были охвачены подошвенные водоносные коллекторы над интервалами развития предполагаемой породы-флюидоупора и нижележащие нефтенасыщенные коллекторы. При переслаивании рассчитывалась суммарная мощность пропластков каждого литологического типа, выделенного по ГИС.
В качестве основных параметров выделения пород-флюидоупоров в представленной методике использованы: величина относительного параметра НГК (ΔIнк) и коэффициент глинистости по разрезу.
Глинистость определялась в каждом пласте по зависимости, полученной по керновым данным скважин, расположенных на платформенной территории Башкортостана, соответствующая опорным пластам: глины бобриковско-радаевского горизонта с массовой глинистостью 70 %
(ΔIгк = 1) и чистый известняк кизеловского горизонта с минимальной гамма-активностью (ΔIгк = 0).
Анализ каротажных диаграмм показал, что минимальная толщина флюидоупора литотипа А, выделенного согласно описанию керна, составляет 1,5 м. При этом расчетное значение массовой глинистости по ГИС (Сгл) соответствует 6 %. На рисунке 2 приведен пример (разрез скважины 2**), когда флюидоупор сложен одним прослоем литотипа А.
Рис. 2. Выделение флюидоупора на примере скважины 2**
В случае, когда суммарная толщина прослоев литотипа А меньше 1,5 м, они могут экранировать залежь в переслаивании с породами литотипа Б. Иными словами, пропластки литотипа Б «усиливают» покрышку, при этом важную роль играет мощность интервала и значение двойного разностного параметра — Анк (рис. 3, 4).
Рис. 3. Выделение флюидоупоров по методам ГИС на примере скважины 3**
Рис. 4. Выделение флюидоупоров по методам ГИС на примере скважины 4**
Далее представлена схема, отражающая геофизические критерии для выделения интервалов флюидоупоров: минимальные значения суммарной толщины пропластков (Нсум), количественные критерии глинистости (Кгл) и двойного разностного параметра Анк (рис. 5).
Рис. 5. Геофизические критерии выделения предполагаемого флюидоупора верхнедевонской карбонатной толщи в интервалах пластов: а — Дзв;
б — Дфм₁₋₂
На рисунке 6 показан анализ полученных распределений различных геофизических параметров пород, слагающих покрышку в интервале карбонатного разреза верхнего девона. По распределению видно, что с учетом результатов испытаний путем сопоставления различных параметров по ГИС выделение непроницаемых интервалов достаточно однозначное.
Рис. 6. Распределения геофизических параметров пород, слагающих флюидоупор
в разрезе верхнедевонской карбонатной толщи
Литотип А характеризуется следующими геофизическими параметрами: низкими значениями удельного электрического сопротивления (до 40 Омм), высокими значениями интервального времени (выше 170 мкс/м), низкими значениями по ΔIнк и высокими значениями по ΔIгк.
Литотипы Б и В имеют высокие значения по замеренному кажущемуся удельному электрическому сопротивлению (выше 100 Омм), низкие значения интервального времени ∆Т (ниже 170 мкс/м), высокие значения по ΔIнк (выше 0,92) и низкие по ΔIгк.
Более наглядно оценка литотипов, слагающих породу-флюидоупор, в верхнедевонской карбонатной толще представлена в таблице 1.
Табл. 1. Оценка литотипов, слагающих породу-флюидоупор, в верхнедевонской карбонатной толще
Также необходимо отметить, что отсутствие притока в интервале опробования может быть связано не с отсутствием покрышки, а с ухудшенными свойствами коллектора.
Ниже приведены примеры выделения флюидоупоров по данным ГИС.
В разрезе скважины 6** присутствует покрышка для нижнефаменских отложений, представленная литотипами А и В между интервалами коллекторов в пластах Дфм ₁₋₁ и Дфм ₁₋₂, которые имеют признаки нефтенасыщения, а общая пористость выше граничной, составляющая для данных отложений 6 % (рис. 6).
Литотип А выделяется по следующим геофизическим параметрам: значением глинистости 12 %
и мощностью 1,3 м. Литотип В характеризуется: значения Анк = 0,95–0,98 и мощностью около 4 м. Согласно представленной выше методике, два данных литотипа в комплексе образуют непроницаемую породу. Однако в верхнем интервале получен пластовый флюид (вода с пленкой нефти), а в нижнем интервале приток отсутствует, хотя по керну в обоих интервалах отмечаются признаки нефтенасыщения. Для выяснения причин отсутствия притока привлечены данные ядерно-магнитного каротажа (ЯМК).
Анализ данных ЯМК показал, что нижний интервал сложен карбонатными породами с малым размером капилляров и свободный флюид в порах отсутствует, т.е. порода фактически не является коллектором, несмотря на наличие остаточной нефти в керне и достаточно высокие значения открытой пористости по ГИС. Иными словами, метод ЯМК в карбонатных породах позволяет более детально исследовать структуру породы, оценивая распределение пор по размерам, и достовернее определять эффективные пористости, нежели по данным методов общей пористости (НГК, ГГК
и др.). В приведенном примере отсутствие притока нефти связано не с отсутствием покрышки, а с отсутствием коллектора.
В связи с этим стоит отметить, что для решения столь сложных геологических задач обойтись стандартным комплексом не всегда возможно, необходимо расширение комплекса ГИС, привлечение ядерно-магнитного метода, который позволяет снизить неоднозначность выделения коллектора и, соответственно, насыщения в пластах, имеющих высокую степень структурной и литологической неоднородности (рис. 7).
Рис. 7. Пример использования ядерно-магнитного метода для снижения неоднозначности выделения коллектора и насыщения
Заключение
По результатам изучения керна поисково-разведочных скважин из интервалов неколлекторов выделено три литологических типа пород, которые могут слагать покрышку: А — известняки сильноглинистые, Б — известняки пелитоморфные с глинистыми прожилками, В — известняки желваковые с глинисто-карбонатным заполнителем. Во всех выделенных флюидоупорах присутствуют породы литотипа А в виде прослоев толщиной 0,1–0,7 м. Литотип Б обычно является преобладающим в интервалах флюидоупоров нижнего и среднего фамена, а литотип В приурочен к покрышкам верхнего фамена.
Методика по выделению флюидоупоров в карбонатных отложениях верхнего девона по ГИС включает:
  • дифференциацию пород по литологии на основе сопоставления таких параметров, как Агк, Ангк, ΔТ, УЭС;
  • определение мощности каждой литологической разности, слагающей породу-флюидоупор. При переслаивании рассчитывается суммарная мощность пропластков каждого литологического типа, выделенного по ГИС;
  • расчет основных параметров выделения пород-флюидоупоров: величины относительного параметра НГК (ΔIнк) и коэффициента глинистости по разрезу.
Предложенная методика направлена на более точное определение интервалов опробования, что приведет к уменьшению сроков освоения скважин и снижению финансовых затрат.
Полученные петрофизические критерии имеют количественные характеристики, поэтому применение описанной методики может быть успешно встроено в корпоративное ПО «РН-Петролог».
ИТОГИ
Выявлен вещественный состав пород и получены количественные критерии для прогноза распространения пород-флюидоупоров методами ГИС
в верхнедевонской карбонатной толще.
ВЫВОДЫ
Разработанные критерии для прогноза распространения пород-флюидоупоров методами ГИС в верхнедевонской карбонатной толще дают возможность повысить эффективность поисково-разведочных работ на нефть или газ для дальнейшего наращивания ресурсов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
ЛИТЕРАТУРА
1. Мирнов Р.В., Бакиров Р.Д. Особенности геологического строения Башкирского и Южно-Татарского палеошельфов, определившие закономерности распространения флюидоупоров в верхнедевонской карбонатной толще // Нефтяное хозяйство. 2021. № 6. С. 32–37.
2. Филиппов Б.В. Типы природных резервуаров нефти и газа. Ленинград: Недра, 1967. 123 с.
3. Хитров А.М., Ильин В.Д., Савинкин П.Т. Выделение, картирование и прогноз нефтегазоносности ловушек в трехчленном резервуаре. Методическое руководство. М.: ВНИГНИ, 2002. 84 c.
4. Хитров А.М. Покрышки залежей углеводородов и ресурсный потенциал недр // Актуальные проблемы нефти и газа. 2013. № 1. С. 7–10.
Нигматзянова А.М., Мирнов Р.В., Бурикова Т.В., Бакиров Р.Д., Шавалиев В.И.


ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия


nigmatzyanovaam@bnipi.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Методика создавалась на данных 15 месторождений Волго-Уральского региона, изучено более
500 пог. м керна из интервалов неколлекторов. За эталонные принимались скважины с прямым признаком наличия флюидоупора: где по результатам опробования ниже интервала развития флюидоупора получена нефть, выше — пластовая вода. Проведена литологическая дифференциация на основе методов ГИС, определена мощность, рассчитаны основные параметры.
флюидоупоры, верхнедевонские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, геофизические параметры, известняки

Нигматзянова А.М., Мирнов Р.В., Бурикова Т.В., Бакиров Р.Д., Шавалиев В.И. Вещественный состав флюидоупоров верхнедевонской карбонатной толщи Волго-Уральского региона и методика их выделения по данным геофизических исследований скважин // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 2.

С. 31–36. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-2-31-36

10.04.2022
УДК 550.8.056
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-2-31-36

Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88