Геологическая модель рифового комплекса в верхнедевонских карбонатных отложениях Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

Рис. 6 — Схематическое представление развития рифовых построек в разрезе франко-фаменских отложений

Рис. 7 — Локализация залежей нефти в ловушках рифовых построек

локализуются на карте сейсмофаций. Схема распространения рифовых тел в разрезе изучаемого участка представлена на рис. 6.

Нефтеносность рифового разреза имеет свои особенности, которые заключаются в том, что притоки нефти по результатам испытаний получены только из рифовых построек и из положительных структур над этими рифами, а в межрифовых зонах во всех испытанных скважинах получены притоки воды, зачастую на одних и тех же абсолютных отметках, что и нефть в рифах (рис. 7). Гидродинамическим барьером для продуктивных и водона-сыщенных коллекторов является фациальная граница между рифами и межрифовой зоной.

Итоги

Результатом комплексного изучения карбонатного разреза при совместной интерпретации данных каротажа и сейсморазведочных работ Эй стало создание геологической модели карбонатно-рифового комплекса верхнего девона.

Выводы

Установлены положения рифовых тел в разрезе и границы распространения их по площади. Полученная модель рифового комплекса позволила устранить противоречия между данными испытаний и оконтурить залежи нефти.

Список литературы

1. Алиев М.М., Батанова Г.П., Хачатрян Р.О и др. Девонские отложения Волго-Уральской нефтеносносной провинции. М.: Недра, 1975. 262 с.

2. Жемчугова В.А. Резервуарная седиментология карбонатных отложений. М.: ЕАГЕ Геомодель, 2014. 2Э2 с.

ENGLISH

GEOLOGY

Geological model of the reef complex in the upper Devonian carbonate sediments

Authors:

Olga A. Atanova — head of estimation of reserves department; [email protected]

Tat'yana F. Dyakonova — Sc.D., professor, head of geoinformation technologies department; [email protected] Rustem Ya. Rafikov — chief geologist; [email protected]

Inna A. Votsalevskaya — lead geophysicist; [email protected]

Tat'yana G. Isakova — chief specialist in petrophysics and the estimation of reserves; [email protected]

Alexandr E. Postnikov — geologist; [email protected]

"CGE" JSC, Moscow, Russian Federation

UDC 551

Abstract

Geological and geophysical criteria for the allocation of a reef complex in the carbonate sediments of the Upper Devonian section are determined based on core analysis, log data and 3D seismic data on one of the fields of the Bashkirian arch. Uneven-aged reef masses are revealed. A geological model of the Frasnian-Famennian deposits of the Upper Devonian sediments with specificated zones of allocation and fluid content of reef reservoirs is proposed.

Materials and methods

Core, log data and 3D seismic data.

Results

The result of a comprehensive study of carbonate section at joint interpretation of log data and 3D seismic work was the establishment of a geological model of carbonate-reef complex of Upper Devonian.

Conclusions

Obtained position of reef bodies in the

context of borders and spread their area. The resulting model of the reef complex has eliminated the contradiction between the test data and delineate the oil deposits.

Keywords

core, log data, seismic data, reef masses,

stages of formation of reeves

References [Devonian sediments of Volga Ural sedimentologiya karbonatnykh otlozheniy

1. Aliev M.M., Batanova G.P., Khachatryan petroliferous province]. Moscow: Nedra, [Reservoir sedimentology of carbonate

R.O and other. Devonskie otlozheniya 1975, 262 p. sediments]. Moscow: EAGE Geomodel',

Volgo-Ural'skoy neftenosnosnoy provintsii 2. Zhemchugova V.A. Rezervuarnaya 2014, 232 p.

ГЕОФИЗИКА

УДК 550.3

Особенности строения и выделения коллекторов в сложнопостроенных каширо-подольских отложениях среднего карбона на примере одного из месторождений Башкортостана

А.Д. Комова

начальник отдела петрофизики1 [email protected]

Т.Ф. Дьяконова

профессор, д.т.н., начальник отделения геоинформационных технологий1 [email protected]

Т.Г. Исакова

главный специалист по петрофизике и подсчету запасов1

[email protected] О.Р. Привалова

начальник отдела интерпретации ГИС2 [email protected]

Г.Р. Аминева

ведущий инженер отдела интерпретации ГИС2 [email protected]

1АО «ЦГЭ», Москва, Россия

2ООО «БашНИПИнефть», Уфа, Россия

Рассмотрено строение сложнопостроенных карбонатных каширо-подольских отложений башкортостана. Отложения представляют собой сложную породную систему, представленную чередованием плотных карбонатных разностей, продуктивных коллекторов и непродуктивных микрозернистых мелоподобных пелитоморфных пород, которые могут содержать как связанную, так и свободную воду. Незакономерное чередование перечисленных литологических разностей создает трудности при интерпретации данных ГИС. Представлены особенности алгоритмов выделения коллекторов с оценкой характера их насыщения в каширо-подольских отложениях.

материалы и методы

Модифицированная методика выделения коллекторов и литологического расчленения разреза каширо-подольских отложений.

Ключевые слова

керн, ГИС, испытания, карбонатные отложения

Каширо-подольские отложения среднего карбона (КПО) регионально продуктивны в центральной части Волго-Уральской провинции. Породы КПО детально изучались многими исследователями, начиная с 60-70 гг. прошлого века, с целью установления условий осадконакопления, структуры порового пространства коллекторов, понимания природы образования, изучения типов залежей нефти. Согласно этим исследовательским работам, установлено, что осадки каши-ро-подольского возраста откладывались в мелководно-морских условиях постоянно меняющегося уровня и солености морского бассейна. Для большей части Волго-Ураль-ской провинции в каширское и подольское время характерна известняково-доломито-вая фация.

За длительное геологическое время существенно изменился минеральный состав и структура каширо-подольских отложений. Первоначально породы были представлены чистыми пелитоморфными известняками с мелоподобной, микрокристаллической структурой. В результате вторичных процессов в настоящее время отложения представлены доломитизированными известняками или известковистыми доломитами с различной структурой порового пространства, содержащей поры, каверны, трещины. Минеральный состав пород, определенный

Породы

Размер зерен, мм Фракция

по данным рентгено-структурного анализа (РСА), включает 48% кальцита, 48% доломита, а также 4% примесей в виде ангидрита, гипса и кварца (рис. 1).

Пелитоморфные породы обладают особенностями, которые затрудняют их идентификацию в разрезе и выделение среди них коллекторов по данным ГИС:

• малый размер зерен — < 0,005 мм, который сравним с размерами зерен пелито-вой фракции терригенных пород (таб. 1);

• малый радиус поровых каналов — < 0,1 мкм, характерный для неколлекторов;

• породы имеют высокую общую неэффективную пористость до 20-30% при низкой абсолютной проницаемости (рис. 2).

На стадии диагенеза и катагенеза происходит преобразование минерального состава скелетной фракции и изменение структуры порового пространства исходных пелитоморфных пород — появляются каверны, трещины, что приводит к увеличению емкостного пространства.

В настоящее время в разрезе КПО выделяются исходные пелитоморфные и вторично преобразованные породы, которые по результатам лабораторных исследований керна можно разделить на следующие типы (рис. 3):

• I — преимущественный тип представлен кавернозно-поровыми породами,

песчаники, алевролиты

>1

гравелит

1-0.1 псаммит

0.1-0.01 алеврит

глины

<0.01 пелит

пелитоморфные породы

<0.005

Таб. 1 — Место карбонатных пелитоморфных пород в сравнении с терригенными разностями по размеру зерен

18

Рис. 1 — Минеральный состав каширо-подольских отложений по данным РСА

Экспозиция НЕфть газ 3 (49) АпРЕЛь 2016

являющимися коллекторами с закономерно изменяющимися значениями коэффициентов проницаемости Кпр и пористости Кп;

• II — трещинно-кавернозно-поровые породы, также являющиеся преимущественно коллекторами и имеющие высокие значения коэффициента проницаемости Кпр при низких значениях пористости Кп;

• III — малоизмененные пелитоморфные породы, имеющие низкие значения проницаемости Кпр при высоких величинах коэффициента пористости Кп и являющиеся преимущественно неколлекторами.

В результате геологических преобразований современный разрез КПО приобрел следующие особенности. 1) Незакономерное чередование по разрезу скважины следующих типов пород:

• вторично преобразованных известняков и доломитов, являющихся по керну и ГИС коллекторами, насыщенными нефтью;

• исходных пелитоморфных пород, являющихся по керну и ГИС неколлекторами, поровое пространство которых заполнено связанной неподвижной водой;

• измененных в процессе катагенеза пели-томорфных пород, которые по структуре порового пространства могут стать коллекторами и, помимо связанной воды, содержать рыхлосвязанную и свободную воду;

• плотных карбонатных разностей — неколлекторов, насыщенных неподвижной связанной водой.

2) Отсутствие краевой, пластовой и подошвенной воды: весь разрез КПО продуктивен.

3) Наличие и постоянный уровень начальной обводненности 20-30% в течение достаточно длительного периода разработки КПО (рис. 4). Анализ показал, что приток воды возникает при значительных депрессиях, когда рыхло- и прочносвязанная

вода в пелитоморфных породах переходит в свободную.

Существующие методики интерпретации ГИС не учитывали полностью перечисленные особенности разреза КПО, что потребовало создания нового подхода. Основная задача при этом — литологическое расчленение разреза КПО с выделением указанных разностей — коллекторов, пелитоморфных прослоев и плотных разностей.

Интервалы коллекторов по сравнению с плотными и уплотненными разностями характеризуются снижением показаний нейтронного (НК) и электрических методов, повышением показаний акустического (АК) метода. Пелитоморфные породы могут иметь все признаки коллекторов, но для них характерно резкое снижение или минимальное значение в разрезе показаний электрических методов за счет высокого содержания связанной или свободной воды.

Рис. 2 — Распределение радиусов пор пелитоморфных пород (а) и распределение соответствующих им коэффициентов проницаемости по керну (б); распределение коэффициентов пористости пелитоморфных пород по сравнению с породами порово-кавернозного типа (в)

Рис. 3 — Типы пород КПО на примере зависимости Кп-Кп по данным керна

/ \ / ^—Обводненность, % \ Добычанефти, тыс.м3/год

1 )

Год

Рис. 4 — График обводненности отложений КПО по данным добычи

Рис. 5 — График нормализации НК-БК