Особенности петрофизического обеспечения интерпретации ГИС в разрезе терригенных пород с цеолитосодержащими песчаниками тазовского района западной сибири

Ш.В. Мухидинов, Е.О. Беляков, Е.А. Жуковская, С.В. Ибрагимова, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник: Журнал «Геофизика»

Цеолитами называется группа близких по составу и свойствам алюмосиликатных минералов. Главными особенностями этих минералов являются способность к ионному обмену, в результате которого при определенных условиях окружающей среды они селективно выделяют и вновь поглощают различные вещества, в том числе и воду. В быту благодаря своим свойствам цеолиты нашли широкое применение как сорбенты, особенно в водоочистительных приборах. Но к сожалению, в практике геолого-разведочных работ и разработки нефтяных и газовых месторождений эти особенности создают существенные проблемы на этапе изучения резервуаров [1, 6, 8].

Рис. 1 Сопоставление результатов определения открытой пористости по воде (Кпвода) и керосину (Кпкеросин) для: 1 – «чистых» пород, 2 – цеолитосодержащих пород

Во-первых, микропористая молекулярная структура цеолитов является главной причиной завышения величины пористости по воде над пористостью, полученной керосинонасыщением (рис. 1). При этом разница в величинах может достигать более 2%, что в конечном счете может повлиять на объем геологических запасов. Влияние может быть существенным, поскольку определение эффективных толщин основывается в том числе и на отсечке по Кп.

Во-вторых, характер насыщенности цеолитосодержащих коллекторов зачастую не соответствует прогнозируемым результатам по данным геофизических исследований скважин (ГИС). Оценка характера насыщенности коллекторов по каротажу осуществляется по критическому значению удельного электрического сопротивления (УЭСкрит) или его производным параметром – отсечкой по коэффициенту водонасыщенности (Квкрит). Практика показывает низкую эффективность прогнозирования характера насыщенности коллекторов по обобщенным критическим значениям УЭСкрит или Квкрит.

В итоге результаты интерпретации ГИС с большими неопределенностями обуславливают несоответствие между реальными геологическими запасами и посчитанными, прогнозируемым извлекаемым объемом углеводородов (УВ) и получаемыми дебитами, выбранной системой разработки и ожидаемыми эффектами от нее.

Изучение цеолитов на исследуемой территории Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа были начаты еще в 70-х годах прошлого века. Цеолитизированные песчаники относятся к отложениям нижнего мела (свита). Пласты представляют собой регрессивные циклиты, в подошве которых залегают более глинистые осадки, мелкозернистые, сменяющиеся вверх по разрезу осадками менее заглинизированными, более зернистыми. Согласно некоторым источникам [5–10], цеолиты в нижнемеловых отложениях Западной Сибири сформировались в щелочных условиях среды на стадии диагенеза в результате преобразования пирокластического или иного силикатного материала. Доля цеолитов в песчаниках исследуемой территории, определенная по результатам рентгенофазового анализа, в среднем 13–15% и может достигать до 30–35%.

В песчаниках они проявлены в виде белых изометричных пятен размером до 1 см в поперечнике, которые представляют собой монокристаллические выделения, заполняющие несколько смежных пор, по сути – локально развитый пойкилитовый цемент. Минералогическая плотность пород варьирует в пределах 1,7–2,1 г/см3 . По результатам выполненного рентгеноструктурного анализа (РСА) установлено, что цеолиты в основном представлены ломонтитом (CaO∙Al2 O3 ∙4SiO2 ∙4H2 O), реже томпсонитом ((Na2 , Ca)O∙Al2 O3 ∙2SiO2 ∙2,4H2 O).

Рис. 2 Корреляционная связь абсолютной газопроницаемости (Кпр) и открытой пористости (Кп) для пород выделенных фаций: 1 – фации бара, 2 – фации переходной зоны побережья; образцов с наличием цеолитов: 3 – до 2%, 4 – от 2 до 4%, 5 – от 4 до 6%

Фациальным анализом установлено, что исследуемые пласты образовались главным образом в условиях предфронтальной зоны (мелководный вдольбереговой бар), берегового склона (дистальная часть бара) и переходной зоны побережья. Анализ керна показывает, что процесс цеолитизации протекал исключительно в породах фации бара. Эта наглядно видно и на кроссплоте «Кпр-Кп» (рис. 2), и на графиках распределения структурного фактора пород (Sf) (рис. 3), который вычисляется согласно концепции связанности порового пространства (КСПП) [2, 3] выражением:
Sf = А ∙ Кп f – ln(Кпр),
где Кп – открытая пористость, Кпр – абсолютная газопроницаемость, A и F – коэффициенты, входящие в уравнения связи Кпр=f(Кп, Sf) в КСПП.

Учитывая, что породы фаций бара и переходной зоны побережья формировались одновременно, а цеолиты наблюдаются только в породах бара, то можно сделать вывод о том, что развитие процесса цеолитизации связано с первично более проницаемыми отложениями и зависит от структурных, фильтрационно-емкостных, возможно, и текстурных особенностей пород. На других нижнемеловых объектах севера Западной Сибири (Пякяхинское месторождение [4], Мессояхская группа месторождений [9], Хальмерпаютинское месторождение [11]) установлены разные фации с развитием цеолитиза ции в них, что косвенно указывает на постседиментационные процессы формирования цеолитов.

Диагностика цеолитосодержащих пород в разрезе скважины методами ГИС довольно сложная, но важная задача. Процесс цеолитизации оказывает влияние на входной дебит скважин и требует применения специальных методов исследования и анализа нефтегазосодержащих коллекторов.

   

Рис. 3 Распределение структурного фактора (Sf): 1 – по всей выборке образцов пород установленных фаций, 2 – для пород с диагностированным содержанием цеолитов

Определение зон развития цеолитов осуществляется на основе результатов комплексного анализа кривых ГИС и установленных критериев выделения цеолитосодержащих интервалов. Авторами было установлено, что цеолитосодержащие породы достовернее всего определять по граничной отсечке времени пробега упругой волны (DT), которое имеет величину 247,5 мкс/м (рис. 4). Надежность такого подхода составляет более 90%. По нейтронному каротажу (НК) эти зоны выделяются с достоверностью менее 85%.

Рис. 4 Распределение значений времени пробега упругой волны (DT) для: 1, 1а – цеолитосодержащих песчаников фации бара, 2, 2а – фации переходной зоны побережья, где отсутствуют цеолиты

Одним из ключевых этапов изучения залежей является оценка петрофизических свойств пород, а также петрофизическое моделирование и интерпретация скважинных данных. Традиционный подход к петрофизическому моделированию можно считать приемлемым, за исключением некоторых этапов, требующих уточнения и корректировки получаемых результатов за влияние цеолитов.

Рис. 5 Корреляционная связь объемной плотности насыщенных образцов с их открытой пористостью для: 1 – «чистых» пород, 2 – цеолитосодержащих пород

Методика определения открытой пористости по данным плотностного каротажа (ГГК-П) основывается на корреляционной связи коэффициента пористости Кп с объемной плотностью насыщенной породы. Такая связь иллюстрируется рис. 5, на котором цеолитосодержащие породы отмечены красной заливкой. Как видно из рисунка, породы с наличием цеолитов характеризуются меньшей плотностью в отличие от «чистых» образцов при фиксированной пористости. При использовании уравнения Кп = f(δ) для определения Кп по ГГК-П в цеолитосодержащих интервалах пористость завышается в среднем на 2% абс. Для получения достоверной пористости по всему разрезу исследуемых отложений авторами было установлено уравнение, по которой корректируется Кп в интервале разреза с цеолитами. Корректирующее уравнение имеет следующий вид:
Кп корр = 0,9294 ∙ Кп ГГК-П – 0,645.

В результате коррекции Кп за цеолитосодержание пород коэффициент корреляции между рассчитанной Кп и керновой пористостью увеличился с 0,9 до 0,96. На первый взгляд такое уточнение незначительно, но, когда на этой основе производится оценка проницаемости, эффект может быть существенным.

Необходимо отметить, что проницаемость уточняется не только за счет достоверного определения величины пористости, но и в результате разделения моделей Кпр для цеолитосодержащих и «чистых» пород. Линии тренда, как это видно на рис. 1, для этих пород отличаются. На основе использования новой модели абсолютной газопроницаемости установлено, что применение ранее обобщенного принципа расчета Кпр по Кп в цеолитосодержащих интервалах приводило к занижению значения Кпр более чем на порядок. Уточнение проницаемости, во-первых, позволило повысить эффективность определения водонасыщенности (Кв) по модели переходной зоны и, во-вторых, более корректно обосновать гидродинамическую модель залежей.

Различие в проницаемости цеолитосодержащих и незатронутых цеолитообразованием пород обусловило проведение лабораторного эксперимента по уточнению критериев выделения коллекторов. Подготовлены две коллекции образцов песчаных пород – с цеолитами и без, на образцах которых были определены все параметры, необходимые для оценки динамической пористости (Кпд). В результате проведенного эксперимента были установлены граничные отсечки по Кп и Кпр для «чистых» и цеолитосодержащих пород (рис. 6). Выявлено, что используемая ранее граничная отсечка по Кп и Кпр соответствует только цеолитосодержащим породам. В интервалах, где отсутствовали цеолиты, эффективные толщины завышались более чем на 4%.

Рис. 6 Пример определения граничных значений открытой пористости (Кп) и абсолютной газопроницаемости (Кпр) для: 1 – «чистых» пород, 2 – цеолитосодержащих пород

Структурная неоднородность пород, обусловленная обстановками осадконакопления и осложненная влиянием вторичных процессов цеолитизации, вносит свой вклад в удельное электрическое сопротивление. Экспериментально было установлено, что электрические модели для пород с цеолитами и без отличаются. При этом структурный коэффициент «n» в модели Арчи – Дахнова составляет 1,67 для «чистых» пород и 1,41 для цеолитизированных. Показатель цементации «m» в корреляционной связи параметра пористости (Рп) и (Кп) идентичный.

Важным этапом при петрофизическом моделировании является обоснование критериев определения характера насыщенности коллекторов. Как правило, для этого используется граничная величина УЭС либо Кв. Использование обобщенной отсечки зачастую приводит к несоответствию результатов интерпретации ГИС (РИГИС) с данными испытаний, что приводило к большим неопределенностям и рискам при бурении горизонтальных скважин.

Исследования и комплексный анализ данных показали, что существующая отсечка УЭС по величине 60 Ом*м ближе к отсечке, установленной для цеолитизированных песчаников. В породах, не содержащих цеолитов, приток воды можно получить и при сопротивлениях выше этого значения (рис. 7). Раздельное обоснование критических значений УЭС с учетом наличия цеолитизации позволяет более корректно оценивать характер насыщенности коллекторов.

Рис. 7 Обоснование критических величин удельного электрического сопротивления (Rt) для пород: а – содержащих цеолиты, б – не содержащих цеолиты

ВЫВОДЫ

В настоящее время объектами исследования и разработки являются сложные по вещественному составу, структуре порового пространства породы. Усложнились геолого-технические условия бурения и вскрытия пластов-коллекторов. Такое состояние требует комплексного подхода в решении геологических задач буквально на каждом этапе исследования. При этом важную роль играют факторы, которые обычно не учитываются при традиционной процедуре петрофизического моделирования. Речь в первую очередь идет о фациальных условиях осадконакопления и о влиянии вторичных постседиментационных процессов на петрофизические свойства горных пород.

В результате комплексного изучения керна, детального анализа показаний ГИС цеолитосодержащих песчаников Тазовского района Западной Сибири было установлено, что:
• объект исследований в основном представлен тремя фациями – вдольбереговые бары, береговой склон (дистальная часть бара) и переходная зона побережья;
• процесс цеолитизации протекал исключительно в песчаниках бара с наилучшими первичными коллекторскими свойствами, установлены граничные отсечки геофизических параметров для выделения таких зон;
• критерии выделения коллекторов в интервале цеолитосодержащих песчаников отличаются и составляют 8,5% по пористости и 0,7 мД по абсолютной газопроницаемости. При этом граничные значения ФЕС для выделения цеолитосодержащих коллекторов носят условный характер, т.к. процесс цеолитизации, по-видимому, протекал в породах, которые изначально являлись наилучшими коллекторами, что позволяет предположить существование цеолитосодержащих неколлекторов только в случае, когда цеолитами будет заполнен некий критический объем породы, при котором прекращается возможность фильтрации флюидов в ее поровом пространстве;
• использование парных корреляционных зависимостей для расчета газопроницаемости и определения коэффициента водонасыщенности (нефтегазонасыщенности) неэффективно;
• для цеолитосодержащих пород обоснованы характерные модели Арчи и газопроницаемости;
• при обосновании величины критического УЭСкрит (Квкрит) необходимо разделить коллекторы по содержанию/отсутствию цеолитов. Авторами установлено, что критерии оценки характера насыщенности для цеолитосодержащих и не содержащих цеолиты пород отличаются.

ЛИТЕРАТУРА

1. Беляков Е.О. Построение петрофизических моделей фильтрационно-емкостных свойств текстурнонеоднородных терригенных коллекторов: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геологоминералогических наук. Тюмень, 1998.
2. Беляков Е.О., Французов С.Е., Мухидинов Ш.В., Стремичев Е.В., Макухо Д.М. Вероятностная модель распределения флюидонасыщенности как основа уточнения петрофизических моделей фильтрационно-емкостных свойств пород // Нефтяное хозяйство. 2013. № 12. С. 48–50.
3. Беляков Е.О., Мухидинов Ш.В. Использование обобщенных зависимостей для построения петрофизических моделей фильтрационно-емкостных свойств с оценкой граничных параметров выделения коллекторов и определения их характера насыщенности // Петрофизика сложных коллекторов: проблемы и перспективы 2015; Сборник статей. М.: ООО «ЕАГЕ Геомодель», 2015. 383 с. ISBN 978-94-6282- 173-6. С. 28–45.
4. Грачев А.В., Алексеев В.П. Проблемы выявления условий образования цеолитов в нижнемеловых отложениях севера Западной Сибири (на примере пластов БТ6, БТ7 Пякяхинского месторождения). Материалы Международной научно-практической конференции «Уральская горная школа – регионам». 2015. С. 58–59.
5. Ершов А.В., ДорошенкоА.А., Карымова М.В., Островская А.В. Модель процесса формирования неокомских нефтегазоконденсатных залежей Заполярного месторождения // Газовая промышленность. 2011. № 5/659. С. 23–27.
6. Качинскас И.В., Карымова М.В. Изучение влияния цеолитов на достоверность определения петрофизических параметров коллекторов неокомских отложений Заполяроного месторождения // Территория Нефтегаз. 2013. № 5. С. 50–55.
7. Коробов А.Д., Коробова Л.А., Ахлестина Е.Ф. Минеральные ассоциации продуктов гидротермального изменения – ключ к пониманию возникновения зон разуплотнения и фазовой зональности углеводородов (на примере Западной Сибири) // Известия Саратовского университета. 2008. Т. 8. Вып. 1. С. 42–50.
8. Поднебесных А.В., Решетников Д.А. Проблемы диагностики цеолитов и влияние их наличия на разработку продуктивных отложений Мессояхской группы месторождений // Известия Томского политехнического университета. 2014. Т. 324. № 1. С. 137–145.
9. Поднебесных А.В., Жуковская Е.А., Овчинников В.П. Цеолиты нижнемеловых коллекторов Мессояхской группы месторождений (Западная Сибирь) // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ // Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ). 2014. № 3. С. 32–39.
10. Поспелов В.В., Шнип О.А. Цеолиты нефтесодержащих пород шельфа Южного Вьетнама // Геология нефти и газа. 1995. № 7. С. 38–43.
11. Сорокина Ю.А., Алексеев В.П. Формирование цеолитового цемента нижнемеловых отложений Большехетской впадины (на примере Хальмерпаютинского месторождения). Материалы Международной научно-практической конференции «Уральская горная школа – регионам». 2015. С. 75–76.

REFERENCES

1. Belyakov EO. Construction of petrophysical models of filtration-capacitive properties of texture-inhomogeneous terrigenous reservoirs. The dissertation author’s abstract on competition of a scientific degree PhD, Tymen, 1998 (in Russian).
2. Belyakov EO, Frantsuzov SE, Mukhidinov ShV, Stremichev EV, Makukho DM. Probabilistic model of distribution of fluid saturation of porous rock space as a basis for refinement of petrophysical models of filtration-capacitive properties. Oil industry. 2013; (12) (in Russian).
3. Belyakov EO, Mukhidinov ShV. Usage of generalized dependencies for the construction of petrophysical models of filtration-capacitive properties with estimation of boundary parameters of reservoir separation and determination of their saturation character. Petrophysics of complex reservoirs: problems and prospects 2015; Collection of articles. Comp. B.N. Enikeev. Moscow: OOO EAGO Geomodel, 2015. 383 p. ISBN 978-94- 6282-173-6 (in Russian).
4. Grachev AV, Alekseev VP. Problems of revealing the conditions for the formation of zeolites in the Lower Cretaceous sediments of the north of Western Siberia (on the example of the BT6 and BT7 layers of the Pyakyakhinsky deposit). Materials of the International Scientific and Practical Conference Ural Mining School – Regions. 2015. P. 58–59 (in Russian).
5. Ershov AV, Doroshenko AA, Karymova MV, Ostrovskaya AV. Model of the process of formation of the Neocomian oil and gas condensate deposits of the Zapolyarnoye deposit. Gas industry. 2011; 5 (659): 23–27 (in Russian).
6. Kachinskas IV, Karymova MV. Study of the influence of zeolites on the reliability of the determination of petrophysical parameters of the reservoirs of the Neocomian deposits of the Zapolyaron deposit. Territory of oil and gas. 2013; (5): 50–55 (in Russian).
7. Korobov AD, Korobova LA, Ahlestina EF. Mineral associations of products of hydrothermal change are the key to understanding the origin of zones of decompaction and phase zoning of hydrocarbons (on the example of Western Siberia). Izvestiya Saratovskogo Universiteta. 2008; 8 (1): 42–50 (in Russian).
8. Podnebesnykh AV, Reshetnikov DA. Problems of diagnostics of zeolites and the influence of their presence on the development of productive deposits of the Messoyakh group of deposits. Izvestiya Tomsk Polytechnic University. 2014; 324 (1): 137–145 (in Russian).
9. Podnebesnykh AV, Zhukovskaya EA, Ovchinnikov VP. Zeolites of the Lower Cretaceous Reservoirs of the Messoyakhsky Group of Deposits (Western Siberia). Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedenii. Oil and gas. Tyumen State Oil and Gas University (Tyumen State Oil and Gas University), 2014; (3): 32–39 (in Russian).
10. Pospelov VV, Shnip OA. Zeolites of oil-bearing rocks of the shelf of South Vietnam. Geology of oil and gas. 1995; (7): 38–43 (in Russian).
11. Sorokina YuA, Alekseev VP. Formation of zeolite cement of the Lower Cretaceous deposits of the Bolshekhetskaya Depression (based on the example of the Khalmerpayut deposit). Materials of the International Scientific and Practical Conference Ural Mountain School – Regions. 2015. P. 75–76 (in Russian).

Положительная рецензия от 22.08.2018
Решение редколлегии о публикации от 31.08.2018

Возврат к списку