У статті розглянута літолого-петрофізичних модель нафтогазоносних теригенних резервуарів Північно-Лиманського родовища. Визначено геолого-геофізичні характеристики теригенних колекторів. складено літолого-петрофізичні моделі пластових резервуарів тульської-Бобриковського і Алексинського відкладень Північно-Лиманського родовища. Простежено закономірність зміни колекторських властивостей (пористості, ефективної потужності пластів) по вертикалі і латералі в досліджуваних резервуарах. Зроблено висновок про необхідність використання побудованих моделей для успішного проведення буріння і геолого-технологічних досліджень.

Анотація наукової статті з наук про Землю і суміжних екологічних наук, автор наукової роботи - Руднєв Сергій Олександрович


Lithological and Petrophysical Modeling of Oil and Gas Reservoirs of Terigenic Deposits (on the Example of the Severo-Limanskoye oil Field)

In this article, a lithologic-petrophysical model of oil and gas bearing terigenic reservoirs of the Severo-Limanskoye oil field has been considered. Geological and geophysical characteristics of terigenic reservoirs have been determined. Lithologic-petrophysical models of reservoir of the Tula-Bobrikov sediments and the Alexin sediments of the Severo-Limanskoye oil field have been compiled. The regularity of the change in reservoir properties (porosity, effective thickness of beds) vertically and laterally in the reservoirs has been traced. The conclusion has been made about the need to use built models for carrying out successful drilling and mud logging


Область наук:
  • Науки про Землю та суміжні екологічні науки
  • Рік видавництва: 2020
    Журнал: Известия Саратовського університету. Нова серія. Серія Науки про Землю
    Наукова стаття на тему 'літолом-Петрофизическое МОДЕЛЮВАННЯ нафтогазоносних РЕЗЕРВУАРІВ теригенних відкладів (НА ПРИКЛАДІ ПІВНІЧНО-Лиманського РОДОВИЩА)'

    Текст наукової роботи на тему «Літол-Петрофизическое МОДЕЛЮВАННЯ нафтогазоносних РЕЗЕРВУАРІВ теригенних відкладів (НА ПРИКЛАДІ ПІВНІЧНО-Лиманського РОДОВИЩА)»

    ?

    УДК 550.832

    Литолого-Петрофизическое моделювання нафтогазоносних резервуарів теригенних відкладень (на прикладі Оеверо-Лиманського родовища)

    с. А. Руднєв

    Руднєв Сергій Олександрович, аспірант, Київський національний дослідницький державний університет імені М. Г Чернишевського, Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

    У статті розглянута литолого-Петрофизическое модель нафтогазоносних теригенних резервуарів Північно-Лиманського родовища. Визначено геолого-геофізичні характеристики теригенних колекторів. Складено литолого-Петроф-зические моделі пластових резервуарів тульської-Бобриковського і Алексинського відкладень Північно-Лиманського родовища. Простежено закономірність зміни колекторських властивостей (пористості, ефективної потужності пластів) по вертикалі і латералі в досліджуваних резервуарах. Зроблено висновок про необхідність використання побудованих моделей для успішного проведення буріння і геолого-технологічних досліджень. Ключові слова: литолого-Петрофизическое модель, нафтогазоносний резервуар, пористість, проникність, ефективна потужність.

    Lithological and Petrophysical Modeling of Oil

    and Gas Reservoirs of Terigenic Deposits (on the Example

    of the Severo-Limanskoye oil Field)

    S. A. Rudnev

    Sergey A. Rudnev, https://orcid.org/0000-0003-3469-8649, Saratov State University, 83 Astrakhanskaya St., Saratov 410012, Russia, Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

    In this article, a lithologic-petrophysical model of oil and gas bearing terigenic reservoirs of the Severo-Limanskoye oil field has been considered. Geological and geophysical characteristics of terigenic reservoirs have been determined. Lithologic-petrophysical models of reservoir of the Tula-Bobrikov sediments and the Alexin sediments of the Severo-Limanskoye oil field have been compiled. The regularity of the change in reservoir properties (porosity, effective thickness of beds) vertically and laterally in the reservoirs has been traced. The conclusion has been made about the need to use built models for carrying out successful drilling and mud logging. Keywords: lithologic-petrophysical model, oil and gas reservoir, porosity, permeability, effective capacity.

    DOI: https://doi.org/10.18500/1819-7663-2020-20-1-46-50

    Сьогодні важко собі уявити успішне вирішення ряду геологічних завдань, що виникають в процесі буріння, без побудови літо-лого-петрофизической моделі разбуріваемого нафтогазоносного резервуара. Раніше нами були детально розглянуті завдання, які вирішуються за допомогою литолого-петрофізіческого моделювання в процесі буріння, описана методика побудови моделей [1], а також представлені перші резуль-

    тати моделювання пластових нафтогазоносних резервуарів, складених карбонатними відкладеннями [2]. У цій статті дається коротка літологічна і промислово-геофізична характеристика піщано-алеврітових відкладень і описуються деякі особливості теригенних нафтогазоносних резервуарів Північно-Лиман-ського родовища, виявлені в результаті литолого-петрофізіческого моделювання.

    Північно-Лиманське родовище розташоване в межах Лиманське-Західно-Рівненського сегмента бортової зони Прикаспійської западини на північний захід від лінії розвитку девонського рифового тренда. Родовище належить до многопластового і містить поклади вуглеводнів в Данкова-Лебедянського, заволзького-Малевський карбонатних, радаевского, Бобриковського, тульських і Алексинського теригенних відкладеннях.

    Літологія і колекторські властивості тер-Ріген відкладень нижнього карбону Північно-Лиманського родовища вивчені досить добре за даними буріння свердловин 2, 4, 5, 6, 8. Останні пробурені свердловини (13, 15, 21, 22 та ін.) Дозволили отримати нові аналітичні матеріали, які доповнюють і уточнюють картину розподілу фільтраційно-ємність-них властивостей зазначених відкладень.

    Теригенні резервуари нижньокам'яновугільних розрізу Північно-Лиманського родовища складені досить широким литологич-ським спектром порід: від піщано-алеврітових літофацій до карбонатних, що залягають у вигляді малопотужних прошарків в глинистих пачках, що зумовило досить чітку диференціацію показань на діаграмах всіх без винятку промислово-геофізичних методів.

    За даними РК, в розглянутому інтервалі розрізу значення наведеної активності варіюють від 4,5 ум. од. (Рідше 5 ум. Од.) До 1,6-2 ум. од. Максимальним розкидом значень характеризується також природна радіоактивність порід - від - 4-3 до 16-18 у.

    Згідно з матеріалами електрокаротаж максимальні значення опорів (5001000 Ом • м, до 6000 Ом • м по БК) відповідають прошарками щільних карбонатних порід, тоді як мінімальні їх величини (1-3 Ом • м по БК і ІК) властиві глинистих порід і водонасищен-ним пористим піщаниках. Разом з тим на кривих ПС хоча і відбивається глинистість порід, описувані відкладення диференціюються слабо.

    © Руднєв С. А., 2020

    З А. Руднєв. Литолого-Петрофизическое моделювання нафтогазоносних резервуарів

    Комплексирование мікрометодів (МОЗ, МБК) з матеріалами РК (НГК, ГК) дозволяє виділяти кордону глинистих прошарку (мінімальні значення МОЗ, МБК) і щільних непроникних порід (максимальні значення по діаграмах зазначених методів). Збільшення питомої електричного опору на мікрозонди є підставою для виділення колекторів.

    Описувані відкладення непогано диференціюються на матеріалах акустичного каротажу. При цьому прошарки щільних вапняків характеризуються значеннями АТ = 160-170 мк • с, а в колекторських інтервалах АТ = 190-250 мк • с. Для глинистих порід типові максимуми АТ.

    Дані Кавернометрія використані для виділення колекторів по звуженню діаметра свердловини. У потужних глинистих прошарку відзначаються каверни розміром до 60 см, в зв'язку з чим в цих прослоях вибираються мінімальні значення .пу водородосодержащих опорних пластів для підрахунку пористості.

    Нижче ми розглянемо литолого-петрофізі-етичні моделі тульської-Бобриковського і алексин-ського резервуарів.

    Колекторами Бобриковського резервуара є кварцові пісковики від дрібно- до середньозернистих, в різному ступені глинисті, з каолінітової-гідрослюдистої поровим, пле-нічно-поровим, базально-поровим і базальним типами цементації. Негліністих різновиди пісковиків зцементувати вторинним кварцом.

    Відомості за основними колекторським параметрам нижньокам'яновугільних (в тому числі і Бобриковського) піщаних порід Північно-Лиманського родовища підсумовані в таблиці. Т. А. Півдня третьому зі співавторами обгрунтовані нижні межі пористості і проникності гранулярних піщаних колекторів цього віку, рівні, відповідно, 8,8% і 0,1 мд. Тому в таблиці наведені дані по піщаниках, значення пористості і проникності яких перевищують зазначені.

    Колектори Бобриковського горизонту мають максимальну проникністю (див. Таблицю) при порівняно невисоких середніх значеннях цього параметра. Свердловиною 21 - Північно-Лиман-ської - на глибинах 3310-3312 м розкритий буро-сірий, мабуть, продуктивний, середньозернистий, масивний негліністих піщаник з пористістю 10,3% і проникністю 54 мд.

    Литолого-петрофізичні моделі Туль-ско-Бобриковського відкладень представлені на рис. 1, 2, на яких чітко виділяється від двох до трьох піщаних пластів, виклінівающіхся на західній перікліналі структури. Колектори з кращого ємністю (15-20% по ГІС), представлені негліністих різницями пісковиків, приурочені до нижнього пласту і розташовуються в сводовой частини структури (скв. 8, 15) (див. Рис. 1). Ці зони розділені прошарками глинистого пісковика з різко зниженою пористістю по ГІС (скв. 13), проте є колектором порового типу. На східній перікліналі підняття відзначається загальне зниження пористості пісковиків описуваного пласта (до 10-15%).

    У підставі верхнього шару в зведенні структури (скв. 8) залягає уславився слабогліністого пісковика, вгору по розрізу змінюється негліністих кварцовим піщаником. Цей пласт виклінівается на західній перікліналі структури, а на східній розпадається на два малопотужних піщаних прошарків. Колекторські властивості пісковиків описуваного пласта по ГІС характеризуються достатньою однорідністю (10-15%). За керну тут відзначаються невеликі прошарку більш щільних глинистих і окварцованних пісковиків (скв. 8).

    Сумарні ефективні потужності колекторів Бобриковського горизонту варіюють від 3 м (св. 7, див. Рис. 1) до 14 м (св. 19, див. Рис. 2). Підвищення потужностей колекторів, що відмічається в зведенні структури, пов'язане зі збільшенням потужності піщаних пластів. Не виключено, що тут розвинені руслових піщані літофацій, що відрізняються гарною сортуванням уламкового матеріалу і практичною відсутністю седімен-тационная-диагенетических глинистих цементів, що визначає такі високі колекторські властивості. Навпаки, розпадання монолітових піщаних пластів на серію малопотужних про-ПЛАСТКО негативно позначається на фільтра-ционно-ємнісних властивостях гірських порід [3].

    Поклад в Бобриковського відкладеннях екранується перекриває пісковики пачкою глинистих вапняків.

    Пісковики тульського горизонту представлені кварцовими дрібнозернистими різницями, негліністих, а також слабогліністимі зі спорадично зустрічаються карбонатними гніздами. Негліністих пісковики окварцованние

    Колекторські властивості пісковиків нижнього карбону Північно-Лиманського родовища

    Горизонт Відкрита пористість,% Корисна статична ємність,% Потенційний коефіцієнт нафтогазонасиченості,% Проникність, мд

    Алексинський I 9,2-15,9 / 12,5 1-12,3 / 9,13 10,9-87,8 / 67,77 0,01-45,4 / 15,76

    Алексинський II 8,1-15,2 / 12,52 0,6-13,9 / 9,48 7,4-88,6 / 71,15 0,01-260 / 60,18

    Алексинський III 8,2-15,8 / 12,3 1,8-13,9 / 11,11 20-95,2 / 83,75 0,01-242 / 95,21

    Тульський 8,6-16,3 / 12,5 1,8-14,4 / 8,8 19,1-87,7 / 67,6 0,43-692 / 101,4

    Бобриковського 9,4-16,8 / 13,4 1,8-14,4 / 9,9 18,7-94,1 / 77,4 0,5-1806 / 155,4

    Примітка. У чисельнику дані мінімальне і максимальне значення, в знаменнику - середнє.

    Мал. 1. Литолого-Петрофизическое модель пластового резервуара тульської-Бобриковського відкладень Північно-Лі-Манського родовища (профіль 1)

    з утворенням на міжзернових контактах вторинних конформних зчленувань.

    Колекторські властивості тульських пісковиків вивчені за матеріалами свердловин 2, 4, 5, 6, 8. Свердловиною № 21 - Північно-Лиманської (гл. 3250-3255 м) - розкриті продуктивні пісковики, фільтраційно-ємнісні властивості яких (пористість 11,6-14 , 5%, корисна статична ємність 11,3-13%, потенційний коефіцієнт нефтенасищенності 87,4-93,1%, проникність 92-352 мд) практично не відрізняються від середніх по родовищу (див. таблиця). Нижче (гл. 32553261 м) залягають обводнені пісковики, пористість яких різко знижена (до 4,9%) як за рахунок наявності седиментаційно-диагенетических глинистих цементів, так і за рахунок катагенетіче-ської кальцітізаціі.

    У сводовой частини структури в розрізі тульського горизонту виділяється два піщаних пласта (див. Рис. 1, 2), верхній з яких містить уславився аргиллитов потужністю 1,65-2 м. Нижній пласт розвинений на західній перікліналі підняття і виклінівается в східній частині склепіння. Пористість пісковиків цього пласта, за даними дослідження керна і ГІС, знаходиться в межах 10-15%. У підошовної частини пласта залягає глинистий піщаник пористістю 5-10%.

    Верхній пласт, навпаки, отримав розвиток в основному на східній перікліналі структури, а в західній частині склепіння виклінівается. добре

    Мал. 2. Литолого-Петрофизическое модель пластового резервуара тульської-Бобриковського відкладень Північно-Лі-Манського родовища (профіль 2)

    відсортовані негліністих пісковики з найбільш високою ємністю (15-20%) зосереджені на перікліналі структури. У зводі з огляду на появу в пісковиках седиментаційно-диагенетических глинистих цементів їх ємність помітно знижується.

    Сумарні ефективні потужності колекторів тульського горизонту варіюються від 1,5 (скв. 6) до 9,5 м (св. 7). Підвищення потужностей колекторів паралельно зі збільшенням потужності піщаних пластів відзначається при русі від східної і північно-східній перікліналей структури до західної і південно-західної. Однак тут з ростом потужності пісковиків ємність не збільшується, як у відкладеннях Бобриковського горизонту.

    Поклад в тульських пісковиках екранується глинистої пачкою потужністю 8-10 м (св. 13, 21). Однак наявність в цих аргиллитах домішки алевролітового матеріалу знижує надійність даної покришки.

    С. А. Руднєв. Литолого-Петрофизическое моделювання нафтогазоносних резервуарів

    У Алексинського відкладеннях виділяється від двох до п'яти піщаних продуктивних пластів. Однак, згідно з отриманими нами даними, верхні два пласта об'єднуються в один витриманий по простяганню пласт, у верхній частині збагачений глинистим матеріалом (рис. 3, 4). Витриманим є і відокремлений від нього знизу глинистим розділом другий пласт. третій

    пласт Алексинського горизонту виклінівается до склепіння, заміщаючи щільним непроникним сильно глинистих піщаником. Перший і другий шари утворюють пластові склепінні пастки, а третій - структурно-літологічних крильові.

    Колектори Алексинського горизонту (свердловини 4, 5, 6, 7, 8, 21) представлені пісковиками кварцовими дрібнозернистими, іноді среднемелко-

    Мал. 3. Литолого-Петрофизическое модель пластового резервуара Алексинського відкладень Північно-Лиманського родовища (профіль 1)

    Умовні позначення: піщаник

    - аргиллит (глина)

    - глинистий піщаник

    I X | -песчанік з карбон, цемент.

    II 11 | - вапняк щільний

    - вапняк глинистий В - пористість 0-!

    I - пористість 5-1 I | - пористість 10-15%

    Мал. 4. Литолого-Петрофизическое модель пластового резервуара Алексинського Північно-Лиманського родовища (профіль 2)

    відкладень

    зернистими різницями з середньою і поганий сортуванням уламкового матеріалу. Вони зустрічаються як малоцементние, так і містять значну кількість (до 35%) глинистого, карбонатно-глинистого і сульфатно-глинистого цементу. Основні цементують мінерали - гідрослюда, каолініт, хлорит, кальцит, доломіт, ангідрит.

    Результати визначення колекторських властивостей Алексинського пісковиків по керну наведені в таблиці. Слід зазначити, що при однакових середніх значеннях відкритої пористості пісковиків інші колекторські параметри знижуються вгору по розрізу горизонту. Це, мабуть, пов'язано з ускладненням структури порового простору пісковиків. Крім того, помічено, що пісковики газонасичених інтервалів розрізу (скв. 8, гл. 3150-3155 м) мають більш високі фільтраційно-ємнісні властивості (пористість до 15,2%, проникність до 260 мд), ​​ніж їх литологические аналоги з водо- насичених інтервалів (скв. 5, гл. 3184-3189 м, пористість до 13,9%, проникність до 87,8 мд).

    Розподіл колекторських властивостей в межах пластів представляється досить складним і обумовлено як первинними седімен-таціямі, так і вторинними катагенетіческімі особливостями піщано-алеврітових порід.

    Так, латеральне заміщення негліністих пісковиків другого (скв. 2) і третього (скв. 19) пластів глинистими призводить до помітного зниження їх колекторських властивостей з 10-15 до 5-10%. Велика кількість седиментаційно-диагенетических глинистих цементів в пісковиках третього шару (скв. 18, 30, 32) в південній частині склепіння структури призводить до втрати ними властивостей порових колекторів.

    У північній частині склепіння структури (скв. 8) відзначається заміщення верхній частині першого піщаного пласта, складеного помірно глинистими пісковиками, аргілітами, що в значній мірі ускладнює будова резервуара.

    Серед катагенетіческіх процесів найбільший негативний вплив на колекторські властивості надають окварцеваніе і кальцітіза-ція. Щільний уславився окварцованние пісковика розкритий свердловинами 6 і 21 в нижній частині другого продуктивного пласта. Прошаруй пісковиків з карбонатними цементамі, за даними ГІС, передбачаються в підошві першого (скв. 13) і покрівлі третього (скв. 2, 7) пластів. Однак в цьому

    випадку зниження пористості пісковиків за рахунок карбонатної цементізаціі промислово-геофиз-тичними методами не фіксується.

    Сумарні потужності колекторів алексин-ського горизонту змінюються від 8,5 (скв. 18) до 19,5 м (св. 7). Максимальні потужності колекторів відзначаються на північно-східній і південно-західній перікліналях, мінімальні - в зведенні і на північній перікліналі структури.

    Поклад в Алексинського пісковиках екранується пластом глинистих вапняків, мала потужність яких (4-6 м) свідчить, по-видимому, про невисокий ступінь надійності цієї покришки. Те ж можна сказати і про глинистих прошарку між першим і другим, другим і третім піщаними пластами через їхню малу потужності.

    Підводячи підсумок, необхідно зробити наступні висновки:

    - вперше складена детальна литолого-Петрофизическое модель резервуарів Бобриков-ського, тульського і Алексинського горизонтів;

    - встановлені деякі закономірності просторової локалізації порід-колекторів, зміни їх якості по розрізу і в плані; зони найкращих колекторів найчастіше збігаються з зонами підвищених потужностей піщано-алеврітових літофацій;

    - уточнені деталі будови резервуарів в теригенних відкладеннях нижнього карбону і дана якісна оцінка надійності покришок над покладами.

    бібліографічний список

    1. Головін Б. А., Головін К. Б., Калинникова М. В., Кузнєцов І. В., Руднєв С. А. Перспективи геологічного моделювання нафтогазоносних резервуарів в процесі буріння // Изв. Сарат. ун-ту. Нов. сер. Сер. Науки про Землю. 2018. Т. 18, вип. 2. С. 110-117. DOI: 10.18500 / 1819-7663201818-2-110-117

    2. Головін Б. А., Головін К. Б., Калинникова М. В., Руднєв С. А. Литолого-Петрофизическое моделювання нафтогазоносних резервуарів карбонатних відкладень (на прикладі Північно-Лиманського родовища) // Изв. Сарат. ун-ту. Нов. сер. Сер. Науки про Землю. 2018. Т. 18, вип. 4. С. 265-272. ШГ https://doi.org/10.18500/1819-7663-2018-18-4-265-272

    3. Морозов С. М. Постседіментаціонние зміни і кол-лекторські властивості теригенних відкладень подсолевого палеозою західній бортової зони Прикаспійської западини: дис. ... канд. геол.-мінерал. наук. Саратов, 1981. 217 с.

    Зразок для цитування:

    Руднєв С. А. Литолого-Петрофизическое моделювання нафтогазоносних резервуарів теригенних відкладень (на прикладі Північно-Лиманського родовища) // Изв. Сарат. ун-ту. Нов. сер. Сер. Науки про Землю. 2020. Т. 20, вип. 1. С. 46-50. DOI: https://doi.org/10.18500/1819-7663-2020-20-1-46-50

    Сite this article as:

    Rudnev S. A. Lithological and Petrophysical Modeling of Oil and Gas Reservoirs of Terigenic Deposits (on the Example of the Severo-Limanskoye oil Field). Izv. Saratov Univ. (N. S.), Ser. Earth Sciences, 2020 року, vol. 20, iss. 1, рр. 46-50 (in Russian). DOI: https://doi.org/10.18500/1819-7663-2020-20-1-46-50


    Ключові слова: Літолого-петрофізичних МОДЕЛЬ / нафтогазоносних РЕЗЕРВУАР / пористий / ПРОНИКНІСТЬ / ЕФЕКТИВНА ПОТУЖНІСТЬ / LITHOLOGIC-PETROPHYSICAL MODEL / OIL AND GAS RESERVOIR / POROSITY / PERMEABILITY / EFFECTIVE CAPACITY

    Завантажити оригінал статті:

    Завантажити