CC BY
37
ВЕСТНИК ПЕРМСКОГО УНИВЕРСИТЕТА
2017 Геология Том 16, № 1
УДК 550.832
Влияние фациальных особенностей на коллекторские свойства башкирских карбонатных отложений месторождения Озерное
О.Е. КочневааЬ, А.А. Ефимов3
аПермский национальный исследовательский политехнический университет, 614990, Пермь, Комсомольский проспект, 29 ьПермский государственный национальный исследовательский университет, 614990, Пермь, ул. Букирева, 15. Е-шай: olgakochneva777@yandex.ru
(Статья поступила в редакцию 26 октября 2016 г.)
Представлены результаты исследований влияния фациальных условий на коллекторские свойства карбонатных отложений Озерного месторождения, в которых были использованы описания кернового материала и промыслового исследования скважин.
Ключевые слова: керн, карбонатные отложения, фациальные особенности, коэффициенты открытой пористости, абсолютная проницаемость по газу. БОТ: 10.170727psu.geol.16.1.68
Одной из основных проблем нефтяной промышленности является повышение нефтеотдачи пластов, что обусловлено увеличением объема трудноизвлекаемых запасов нефти на месторождениях, обладающих сложным строением пород-коллекторов, высокой степенью их неоднородности и низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Наиболее перспективным нефтегазоносным районом Пермского края является Соликамская депрессия, в частности территория ВерхнеКамского месторождения калийно-магниевых солей (ВКМКС), где определяющее значение имеют карбонатные продуктивные отложения. В пределах депрессии карбонатные отложения характеризуются развитием сложнопостроенных и неоднородных по фильтрационно-емкостным свойствам типов коллекторов (Ефимов, Кочнева, 2011). На базе изучения кернового материала выполнены ли-толого-фациальные исследования и корреляционный анализ коллекторских
свойств башкирской залежи Озерного месторождения (рис. 1). Были определены коэффициенты открытой пористости (К"п) и абсолютной проницаемости по газу (#пр). Характеристика фаций, приводимая в статье, во многом основывается на исследованиях Д.В. Наливкина (1956), Л.Б. Рухина (1959), Г.Ф. Крашенинникова (1971), О.А. Щербакова (1982) и др.
В башкирский век на данной территории существовали морские мелководные фации, что благоприятствовало пышному расцвету органической жизни и карбонатному осадконакоплению, которое происходило в неглубоком морском бассейне. Рельеф дна бассейна седиментации существенно влиял на распределение карбонатного материала. Структурная разность карбонатных пород является прямым отражением условий осадконакопления. Изучение структурных особенностей и вещественного состава карбонатных пород позволяет выделить среди них сле-
© Кочнева О.Е., Ефимов А.А., 2017
дующие основные литогенетические типы: пелитоморфные, микрозернистые, тонкозернистые, сгустковые, комковатые, сгустково-комковатые, детритовые, орга-ногенно-детритовые, биоморфные, орга-ногенно-обломочные, брекчиевые и оолитовые. По положению относительно береговой линии, гидродинамическим особенностям и глубинам на исследуемой территории выделяются морские фации: морские-мелководные открытого моря (Мм) и прибрежно-морские мелководные (ПМ-М). Среди группы морских-мелководных фаций открытого моря (Мм) выделены фации отмелей (ОТ), фации поселений различных организмов (ПО): водорослевые поселения (ВП), фораминиферовые поселения (ФП), фации относительно ровного морского дна с подвижным (РМДП) и со спокойным гидродинамическим режимом (РМДС).
Основные петрофизические характеристики пород с учётом фаций
| нераспределенного фонда | распределенного фонда Водоемы
граница области и КПНО Контур ВКМКС /\/ Водотоки
границы
крупных тект. структур у/\^/средних структур осевой зоны ККСП
внутренней прибортовой зоны ККСП внешней прибортовой зоны ККСП рифогенных структур Д/палеоплато и атоллов барьерного рифа
внутр. приборт. бортовая внешн. приборт.
Рис. 1. Выкопировка из схемы тектонического районирования
От- Фации
ложе- Параметры ПМ-МЗ РМДС РМДП ФП ВП ОТ
ния
КП, % 3,5±1,6 8,8±4,5 9,3±4,8 8,6±3,0 13,0±5,4 11,1±6,7
о К И о & и 1,0-7,1 1,9-17,8 0,4-22,7 3,9-14,4 1,4-24,5 1,0-23,9
Кпр,10-3мкм2 0,05±0,15 0,01-0,66 4,5±6,6 0,01-24,6 7,8±14,8 0,01-61,3 9,0±16,3 0,01-52,9 44,4±74,6 0,01-290,0 19,4±38,3 0,01-149
1 W оК и % - 38,4±23,4 21,1-92,7 38,7±20,2 13,4-80,2 35,5±16,3 20,2-59,4 36,4±20,1 12,4-82,9 26,9±16,6 13,4-58,0
Примечание. В числителе среднее значение и стандартное отклонение, в знаменателе - размах значений.
Выборка составляла 287 образцов, для каждого образца определена фациальная принадлежность: 18 (ПМ-МЗ), 23 (РМДС), 56 (РМДП), 10 (ФП) 162 (ВП), 18 (ОТ). По каждому образцу имелись определения коэффициентов пористости (Кп), проницаемости (Кпр), остаточной водонасыщенности (Ков). Коэффициент остаточной водонасыщенности не определен для следующих образцов: ПМ-МЗ, 8 - РМДС, 19 - РМДП, 7 - ФП, 105 - ВП, 7 - ОТ. Данные о пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности с
учетом установленных фаций приведены в таблице.
Из неё видно, что наименьшие средние значения Кп отмечены у фаций ПМ-МЗ, наибольшее среднее значение - у фаций ВП, у фаций РМДС и ФП значения средних показателей Кп одинаковы. Максимальные значения коэффициента проницаемости наблюдаются у фации ВП, далее по уменьшению значений (Кпр) следуют фации ОТ, ФП, РМДП, РМДС и ПМ-МЗ. Коэффициент остаточной водонасыщен-ности для образцов фации ПМ-МЗ не определён, а для всех остальных фаций он
составил в среднем 36%, за исключением ления значений Кп, Кпр, Ков исходя из фации ОТ (26, 9%). Для имеющейся вы- фациальных особенностей башкирских борки построены гистограммы распреде- отложений (рис. 2-4).
4 8 12 16 20 24 28 0 4 8 12 16 20 24 28 0 4 8 12 16 20 24 28
2 6 10 14 18 22 26
6 10 14 18 22 26 Фация: ВП
2 6 10 14 18 22 26 Фация: ОТ
Фация: ПМ-МЗ
4 8 12 16 20 24 28 0 4 8 12 16 20 24 28 0 4 8 12 16 20 24 28 6 10 14 18 22 26 2 6 10 14 18 22 26 2 6 10 14 18 22 26
Фация: РМДП
Фация: РМДС
Фация: ФП
Кп, %
Рис. 2. Гистограммы распределения значений пористости фаций
140 120 100 80 60 40 20 0
й
а.
з.
0 50 100 150 200 250 300 350 0 50 100 150 200 250 300 350 0 50 100 150 200 250 300 350 Фация: ВП Фация: ОТ Фация: ПМ-МЗ
140 120 100 80 60 40 20 0
Ж
0 50 100 150 200 250 300 350 0 50 100 150 200 250 300 350 0 50 100 150 200 250 300 350
Фация: РМДП
Фация: РМДС
КПР, 10-3 мкм2
Фация: ФП
Рис. 3. Гистограммы распределения значений проницаемости фаций
0
2
0
2
0 20 40 60 80 100 10 30 50 70 90 110
Фация: ВП
Oà
0 20 40 60 80 100 10 30 50 70 90 110
Фация: РМДП
0 20 40 60 80 100 0 20 40 60 80 100
10 30 50 70 90 110 10 30 50 70 90 110
Фация: ОТ
Фация: ПМ-МЗ
Jk
JL
0 20 40 60 80 100 0 20 40 60 80 100
10 30 50 70 90 110 10 30 50 70 90 110
Фация: РМДС
КОВ, %
Фация: ФП
Рис. 4. Гистограммы распределения значений остаточной водонасыщенности фаций
На гистограммах видно, что нормальное распределение характерно только для пористости. Показатели проницаемости и остаточной водоносыщенности находятся в области низких значений.
Для установленных фаций (рис. 5, 6) были построены корреляционные диаграммы зависимости коэффициента проницаемости от пористости и остаточной водонасыщенности от пористости. Характер связи этих параметров и уравнения регрессии представлены ниже при описании соответствующих фаций.
Фации отмелей (ОТ). Характеризуются исключительно малыми глубинами среды обитания морских организмов (не более 10 м). Среда осадконакопления отличается очень высокой подвижностью вод и плотным, а иногда и твёрдым каменистым дном. Морские отложения представлены известняковыми брекчиями. Они состоят из органогенно-обломочных и комковато-обломочных известняков. По периферии фации отмелей последова-
тельно сменяются фациями различных фаунистических поселений.
Зависимость проницаемости от пористости для фаций отмелей башкирского века описывается следующим уравнением регрессии:
Кпр = 0,2568ехр(0,1799Кп), г = 0,15, р = 0,55, где здесь и далее г - оценка коэффициента корреляции, р - уровень статистической значимости.
В этих фациях отсутствуют связи между Кпр и Кп, коллектор низкопроницаемый, среднепористый, по классификации А.И. Кринари (1959), (см. также: Митрофанов, 2002).
Зависимость проницаемости от остаточной водонасыщенности для фаций отмелей описывается следующим уравнением регрессии:
Ков = 43,3994 - 1,2524Кп, г = -0,34, р = 0,39.
В этих фациях отсутствуют связи между Ков и Кп.
и
800 700 600 500 400 300 200 100 0 -100
800 700 600 500 400 300 200 100 0 -100
4 8 12 16 20 24 0 4 8 12 16 20 24 0 4 8 12 16 20 24 2 6 10 14 18 22 26 2 6 10 14 18 22 26 2 6 10 14 18 22 26
Фация: ВП
Фация: ОТ
Фация: ПМ-МЗ
4 8 12 16 20 24 0 4 8 12 16 20 24 0 4 8 12 16 20 24 2 6 10 14 18 22 26 2 6 10 14 18 22 26 2 6 10 14 18 22 26
Фация: РМДП
Фация: РМДС
Кп, %
Фация: ФП
Рис. 5. Корреляционная диаграмма зависимости проницаемости от пористости
0
0
100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
0 4 8 12 16 20 24 0 4 8 12 16 20 24 0 4 8 12 16 20 24 2 6 10 14 18 22 26 2 6 10 14 18 22 26 2 6 10 14 18 22 26
Фация: ВП
Фация: ОТ
Фация: ПМ-МЗ
0 4 8 12 16 20 24 0 4 8 12 16 20 24 0 4 8 12 16 20 24 2 6 10 14 18 22 26 2 6 10 14 18 22 26 2 6 10 14 18 22 26
Фация: РМДП
Фация: РМДС
Кп, %
Фация: ФП
Рис. 6. Корреляционная зависимость остаточной водонасыщенности от пористости
Фации поселений различных организмов (ПО). Этот комплекс фаций очень широко распространён в составе морских мелководных отложений башкирских отложений, располагаясь по периферии отмелей и знаменуя собой постепенный переход к фациям относительно ровного морского дна, включает фации водорослевых (ВП) и фораминиферовых поселений
(ФП).
Фации водорослевых поселений (ВП). К этим фациям принадлежат водорослевые известняки, сложенные хрупкими и тонкими скелетными остатками зелёных и багряных водорослей. Благодаря особенностям своего строения они образовывали заросли, покрывавшие какую-то часть морского дна. После отмирания организмов в донном осадке скапливались их твердые скелетные остатки, дав впо-следствие прослои (до 0,5 м). Для этих фаций характерны биоморфные и органо-генно-детритовые структуры.
Зависимость проницаемости от пористости для фаций водорослевых поселений имеет вид
Кпр = 0,0151ехр(0,4415 Кп), г = 0,69, р = 0,00.
Связь сильная и значимая, а коллектор характеризуется как низкопроницаемый и среднепористый.
Зависимость проницаемости от остаточной водонасыщенности для фаций водорослевых поселений имеет вид Ков = 81,054-3,0443Кп, г = -0,79, р = 0,00. Связь сильная и значимая. Фации фораминиферовых поселений (ФП). К этим фациям отнесены фо-раминиферовые известняки. Преобладают детритовые и мелкодетритовые структуры.
Зависимость проницаемости от пористости для фаций поселений различных организмов башкирского века имеет вид Кпр = 0,0032ехр(0,6733Кп), г = 0,70, р = 0,02.
Для этих отложений связь сильная и значимая, коллектор характеризуется как низкопроницаемый и среднепористый.
Зависимость проницаемости от остаточной водонасыщенности для фаций фо-раминиферовых поселений имеет вид Ков = 48,7846-1,3646Кп, г = -0,23, р = 0,62. Связь слабая и незначимая. Фации относительно ровного морского дна (РМД). Этот комплекс включает фации ровного морского дна со спокойным гидродинамическим режимом (РМДС) и подвижным гидродинамическим режимом (РМДП).
Фации участков ровного морского дна со спокойным гидродинамическим режимом (РМДС) характеризуются морскими отложениями, которые формировались в удалённых от берега морских мелководных обстановках, отличающихся илистым дном и спокойным или слабоподвижным гидродинамическим режимом. Рассматриваемые фации представлены различными известняками, часто доломи-тизированными, иногда в различной степени глинистыми, с большим разнообразием структурных особенностей. Среди них ведущая роль принадлежит микрозернистым, тонкозернистым, сгустковым, комковатым и сгустково-комковатым разностям.
Зависимость проницаемости от пористости для фаций РМДС имеет вид Кпр = 0,0069ехр(0,5211Кп), г = 0,82, р = 0,00.
Связь сильная и значимая, а коллектор характеризуется как низкопроницаемый и среднепористый.
Зависимость проницаемости от остаточной водонасыщенности для фаций РМДС описывается следующим уравнением регрессии:
Ков = 79,1768-3,4852Кп, г = -0,75, р = 0,03.
Из уравнения видно, что наблюдается сильная, значимая связь.
Фации участков ровного морского морского дна с подвижным гидродинамическим режимом (РМДП) характеризуются морскими отложениями, которые накапливались в обстановках с плотным дном и подвижной динамикой среды. В
литологическом отношении они представлены различными известняками, ведущая роль принадлежит органогенно-детритовым разностям.
Корреляция пористости и проницаемости для этих фаций башкирского века имеет следующий вид:
Кпр = 0,0259ехр(0,3898Кп), г = 0,42, р = 0,00.
По средним значениям отложения относятся к среднепористым и низкопроницаемым, связь параметров незначимая и слабая.
Зависимость проницаемости от остаточной водонасыщенности для фаций РМДП описывается следующим уравнением регрессии:
Ков = 79,6872-3,9591Кп, г = -0,50, р = 0,03.
Из уравнения видно, что наблюдается слабая, незначимая связь.
Прибрежно-морские мелководные (ПМ-М) фации в зависимости от характера берега и рельефа морского дна могут быть закрытыми (ПМ-МЗ) и открытыми (ПМ-МО), отличаясь гидродинамическими особенностями среды осадконакопле-ния. В рассматриваемых отложениях присутствуют только фации прибрежно-морские мелководные закрытые (ПМ-МЗ). Они имеют подчинённое значение, характеризуя прибрежную часть древних бассейнов в зоне перехода от моря к суше. Накопление осадков, представляющих эту фацию, шло в прибрежных участках морского бассейна, обособленных от основной его части изгибами береговой линии и неровностями морского дна. Эти обстановки характеризовались илистым дном и спокойной или слабоподвижной динамикой среды. Морские отложения, накопившиеся в этих условиях, представлены из-вестковистыми песчаниками.
Корреляционная зависимость пористости и проницаемости башкирских отложений фаций ПМ-МЗ имеет вид Кпр = 0,0096ехр(0,1361Кп), г = 0,15, р = 0,54.
Для этих фаций характерно отсутствие связей между Кпр и Кп.
Для фаций ПМ-МЗ не установлена зависимость проницаемости от остаточной водонасыщенности из-за недостатка данных.
Выявленные зависимости литологии и структуры от условий осадконакопления позволили предположительно определить фациальный ряд (Ефимов, Кочнева, 2011а, б; 2012), отражающий закономерности смены осадков в открытом эпиконтинен-тальном море и имеющий следующую последовательность фаций (в направлении от берега): ПМ-МЗ, РМДС, РМДП, ПО (ФП, ВП), ОТ.
При изучении фациального состава башкирских отложений наметились определённые закономерности в пространственном размещении фаций. Переход от одной фации к другой происходит постепенно. Этим обусловлено наличие промежуточных фациальных типов, таких как фораминиферово-водорослевые поселения. Все многообразие переходов и связей между выделенными морскими фациями отражает схема парагенезиса.
Анализируя фациальные особенности и корреляцию пористости и проницаемости, пористости и остаточной водонасы-щенности башкирских отложений, можно сделать следующие выводы.
1. В башкирских отложениях присутствуют фации отмелей (ОТ), фации водорослевых (ВП) и фораминиферовых поселений (ФП), фации ровного морского дна с подвижным гидродинамическим режимом (РМДП), фации ровного морского дна со спокойным гидродинамическим режимом (РМДС) и фации прибрежно-морские мелководные закрытые (ПМ-МЗ). Преобладающее значение принадлежит фациям поселений различных организмов (ПО): водорослевым поселениям (ВП) и фораминиферовым поселениям (ФП).
2. Корреляционный анализ башкирских отложений позволил определить, что наиболее сильная и значимая связь между пористостью и проницаемостью характерна для фаций РМДС, ВП и ФП. Связь между пористостью и остаточной водона-сыщенностью наиболее сильная и значи-
мая у фаций ВП и РМДС (Галкин и др., 2013; Ефимов, Кочнева, 2010).
Таким образом, с целью рациональной разработки запасов нефти и уточнения объектов целесообразно использование результатов фациального анализа коллекторов.
Библиографический список
Галкин В.И., Ефимов А.А., Кочнева О.Е., Савицкий Я.В. Исследование зависимости коэффициента подвижности нефти от петрофизических характеристик на примере пласта Бш Сибирского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2013. №4. С.13-15. Ефимов А.А., Кочнева О.Е. Использование фациальных особенностей карбонатных отложений Сибирского месторождения для исследований связей между коэффициентами пористости и проницаемости // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2010. №12. С.15-18.
Ефимов А.А., Кочнева О.Е. Оценка влияния фациальной приуроченности на приемистость карбонатных отложений башкирского яруса Сибирского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2011а. №10. С. 15-19.
Ефимов А.А., Кочнева О.Е. Коллекторские свойства и структурно-фациальные особенности башкирских отложений Сибирского месторождения // Научные исследования и инновации /Перм. гос. техн. ун-т. Пермь, 2011б. Т. 5, №1. С.72-75.
Ефимов А.А., Кочнева О.Е. Исследование приемистости отложений башкирского яруса Сибирского месторождения в различных фациальных условиях // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. №3. С.15-23.
Крашенинников Г.Ф. Учение о фациях. М.: Высшая школа, 1971. 367 с.
Кринари А.И. Об унификационной схеме классификаций коллекторов нефти и газа // Геология нефти и газа. 1959. №7. С. 8.
Митрофанов В.П. Особенности фильтраци-онно-емкостных свойств карбонатных коллекторов Соликамской депрессии / ОАО «ВНИИОЭНГ». М., 2002. 116 с.
Наливкин Д.В. Учение о фациях.Ч.1 и II. М.: Изд-во АН СССР, 1956. 534 и 393 с.
Рухин Л.Б. Основы общей палеогеографии. Л.: Гостоптехиздат, 1959. 557 с.
Щербаков О.А. Закономерности пространственного распределения осадков в каменноугольных морях Западного Урала // Геология и геофизика нефтегазоносных областей / Башкир. филиал АН СССР. Институт геологии. Уфа, 1982. С. 83-92.
Influence of Facial Features on Reservoir Properties of the Bashkirian Carbonate Deposits of the Lake Field
O.E. Kochnevaa b, A.A. Yefimova
aPerm National Research Polytechnic University, 29 Komsomolsky Av., Perm 614990, Russia
bPerm State University, 15 Bukireva Str, Perm 614990, Russia. E-mail: olgakochneva777@yandex.ru
Results of study are dedicated to the influence of facial conditions on reservoir properties in the carbonate deposits of the Lake field, Perm kray. Description of the core material and field test data were used for comprehensive analysis. Key words: core, carbonate deposits, facial features, coefficient of open porosity, absolute permeability on gas.
References
Galkin V.I., Yefimov A.A., Kochneva O.E., Savit-sky Ya.V. 2013. Issledovanie zavisimosti koef-fitsienta podvizhnosti nefti ot petrofizi-cheskikh kharakteristik na primere plasta Bsh Sibirskogo mestorozhdeniya [Study of dependence of oil mobility coefficient on petro-physical characteristics, example of Bsh layer of the Siberian field]. Neftyanoe khozyaystvo. 4:13-15. (in Russian)
Yefimov A.A., Kochneva O.E. 2010. Ispolzovanie fatsialnykh osobennostey karbonatnykh ot-lozheniy Sibirskogo mestorozhdeniya dlya is-sledovaniy svyazey mezhdu koeffitsientami poristosti i pronitsaemosti [Use of facial features of carbonate deposits of the Siberian field for studies of relationship between the coefficients of porosity and permeability]. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy. 12:15-18. (in Russian)
Yefimov A.A., Kochneva O.E. 2011. Otsenka vliyaniya fatsialnoy priurochennosti na pri-yomistost karbonatnykh otlozheniy bash-kirskogo yarusa Sibirskogo mestorozhdeniya [Evaluation of influence of a facial confined-ness on the accelerated performance of the Bashkirian carbonate deposits of the Siberian field]. Neftyanoe khozyaystvo. 10:15-19. (in Russian)
Yefimov A.A., Kochneva O.E. 2011. Kollektorskie svoystva i strukturno_fatsialnye osobennosti bashkirskikh otlozheniy Sibir-skogo mestorozhdeniya [Reservoir properties, structural and facial features of the Bashkirian deposits of the Siberian field]. Nauchye issle-dovaniya i innovatsii. 5(1):72-75. (in Russian)
Yefimov A.A., Kochneva O.E. 2012. Issledovanie priemistosti otlozheniy bashkirskogo yarusa Sibirskogo mestorozhdeniya v razlichnykh fatsialnykh usloviyakh [Study of the accelerated performance of the Bashkirian deposits of the Siberian field in various facial conditions]. PNIPU Bulletin. Geology. Oil and gas and mining. 3:15-23. (in Russian) Krasheninnikov G.F. 1971. Uchenie o fatsiyakh [The doctrine about facies]. Vysshaya shkola, Moskva, p. 367. (in Russian) Krinari A.I. 1959. Ob unifikatsionnoy skheme klassifikatsii kollektorov nefti i gaza [About the unification scheme for classification of oil and gas reservoirs]. Geologiya nefti i gaza. 7: 8. (in Russian) Mitrofanov V.P. 2002. Osobennosti filtratsion-no_emkostnykh svoystv karbonatykh kollektorov Solikamskoy depressii [Characteristics of filtration-capacitive properties of carbonate reservoirs of the Solikamsk depression]. VNIIOENG, Moskva, p. 116. (in Russian)
Nalivkin D.V. 1956. Uchenie o fatsiyakh [The
doctrine about facies]. AN SSSR, Moskva. Rukhin L.B. 1959. Osnovy obshchey paleogeo-grafii [Fundamentals of the general paleoge-ography]. Gostoptekhizdat, Leningrad, p. 557. (in Russian)
Scherbakov O.A. 1982. Zakonomernosti pros-transtvennogo raspredeleniya osadkov v ka-mennougolnykh moryakh Zapadnogo Urala [Regularities of spatial distribution of precipitation in the Carboniferous seas of the Western Urals]. In Geologiya and geofizika nefte-gazonosnykh oblastey. AN SSSR, Ufa, pp. 83-92. (in Russian)
