CC BY
12
УДК 553.9
Комплексирование геохимических и каротажных исследований для повышения эффективности изучения глубокозалегающих нефтегазоматеринских толщ в юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции
Е.И. Василенко
ООО «Газпром центрремонт», Российская Федерация, 117647, г. Москва, ул. Профсоюзная, д. 125а E-mail: e.vasilenko@gcr.gazprom.ru
Тезисы. Опыт и результаты геологоразведочных работ (ГРР) в большинстве нефтегазоносных провинций (НГП) мира показывают, что основные перспективы добычи нефти и газа связаны с глубоко залегающими (5 км и более) комплексами отложений. Так, весьма актуальна проблема поиска новых скоплений углеводородов (УВ) в глубокозалегающих отложениях Волго-Уральской НГП.
С целью прогноза зон, перспективных для поиска залежей УВ в разрезе глубокозалегающих отложений осадочного чехла в юго-восточной части Волго-Уральской НГП, использована методика комплексирования геохимических и геофизических методов. Для этого собраны и проанализированы геологические и каротажные материалы, проведены геохимические исследования керна глу-бокозалегающих нефтегазоносных комплексов из глубоких скважин юго-восточной части Волго-Уральской НГП.
При ограниченном выносе керна предложена методика косвенной оценки содержания органического углерода (Сорг) в породах глубокопогруженных горизонтов на основе использования статистических связей между фактическим содержанием Сорг в керне и показаниями гамма-каротажа (ГК), регистрирующего гамма-активность пород. Этот прием позволяет увеличить информационный массив данных о содержании Сорг в породах, оперативно определять этот параметр в разрезах нефтегазоматеринских толщ, вскрытых глубокими скважинами, и выделять перспективные для дальнейших поисков залежей УВ интервалы осадочного разреза в юго-восточной части Волго-Уральской НГП.
В результате проведенных исследований установлены корреляционные зависимости между Сорг по керну и данными гамма-каротажа; построены корреляционные схемы по глубоким скважинам. Приведен пример оценки Сорг по данным ГК.
Предложенная методика повышает эффективность изучения нефтегазоматеринских толщ в разрезах глубоких скважин и оценки перспектив нефтегазоносности глубоких горизонтов юго-восточной части Волго-Уральской НГП, что положительно сказывается на результатах ГРР.
Ключевые слова:
нефтегазоносность,
глубокозалегающие
отложения,
Волго-Уральская
НГП,
глинистые породы, органическое вещество, гамма-каротаж.
Как известно, основные перспективы приращения ресурсов и запасов углеводородов (УВ) Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) связаны с освоением ресурсов УВ на больших глубинах (площадь перспективных территорий Волго-Уральской НГП на глубинах ниже 5 км составляет, по разным оценкам, от 134 до 180 тыс. км2). В пределах Волго-Уральской НГП наибольшей мощностью осадочного чехла характеризуются восточные и юго-восточные районы провинции, где поверхность фундамента, по геофизическим данным, может залегать на глубинах до 16.. .18 км. Промышленная нефтегазоносность глубокозалегающих отложений здесь установлена на Долинном, Антиповско-Балыклейском, Прелюбском и других месторождениях. В связи с этим представляются актуальными создание научно обоснованных моделей генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС) для глубокозалегающих отложений рассматриваемого региона и оценка на их основе перспектив нефтегазоносности [1].
При обосновании моделей ГАУС широко используется такой параметр, как содержание органического углерода (С ), которое оценивается в ходе геохимического анализа керна, когда образцы пород подвергаются пиролизу. Пиролиз позволяет анализировать содержание Сорг с высокой точностью, однако его применение ограничено выносом керна. При малом количестве кернового материала пользуются
косвенными методами определения Сорг в разрезе пород, вскрытых скважиной, в частности, с привлечением данных геофизических исследований скважин. Известны как зарубежные, так и отечественные примеры успешного применения такого подхода. В том числе разработан и внедрен метод оценки Сорг на основе ком-плексирования данных геохимических исследований керна и показаний гамма-каротажа для хадумских отложений Предкавказья [2].
Далее в статье показаны результаты применения гамма-каротажа для косвенной оценки Сорг при комплексных геолого-геофизических исследованиях разрезов глубоких скважин, расположенных в юго-восточной части Волго-Уральской НГП. Основанием для этого послужили литологические и геофизические свойства пород.
Осадочный чехол территории Волго-Уральской НГП залегает на породах
Возраст
И, м
НО, %
20 .и 1 I I
Содержание р 6, %
25 50 75
1 I 1
Б ,%
0,2 0.4 U.6
_1_I_L_
5(1(1
—I—
РА
Р-,аг
С,Ь
С s
ClV
Cit
D3fm
D,f
D-,zv
"D^T
3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 4600 4700 4800 4900 5000 5100 5200 5300 5400 5500 5600 5700 5800 5900 6000
I I
[W
II I I
11
I
I
Рис. 1. Результаты геохимических исследований керна скв. Нагумановской 1:
НО - нерастворимый остаток; Рхл - битумоидный коэффициент, Бхл - концентрации
хлороформенных битумоидов
S,, мг/г
S2, мг/г
T , °C
max'
чР 6
О4
5
С = 0,3328/ - 0,7189 орг 5 У Я2 = 0,951 ♦
••*
/
10
15
20
/, мкР/ч
У'
Рис. 2. Корреляционная зависимость между Сорг по керну и показаниями ГК (I)
для глубокопогруженных горизонтов (Н = 4120...6000 м) скв. Нагумановской 1 (выборка включала 31 определение)
кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста. Осадочные образования на срезе 5 км можно условно разделить на две зоны: 1) северно-центральную с развитием рифейских отложений; 2) южную, граничащую с Прикаспийской НГП, где преобладают палеозойские отложения. В процессе проведения названного исследования применительно к юго-восточной части Волго-Уральской НГП собраны и проанализированы геологические и каротажные материалы, проведены геохимические исследования керна глубокозалегающих нефтегазоносных комплексов по шести глубоким скважинам: Нагумановской 1, Песчаной 20, Вершиновской 501, Корниловской 150, Ако-бинской 171, Кзылобинской 162.
В качестве примера для изучаемого региона приведены данные по комплексным исследованиям разреза (интервал глубин: Н = 4200...6000 м) параметрической скв. Нагумановской 1 (забой 6007 м, ), пробуренной в юго-восточной части Соль-Илецкого свода. Геохимическими исследованиями керна скважина изучена неравномерно. В связи с недостаточностью образцов интерпретация параметров в отношении идентификации материнских пород и определения их характеристик, в том числе оценки генерационного потенциала, в некоторых из выделенных интервалов
проводилась по одному или нескольким образцам. По результатам исследований керна скв. Нагумановской 1 выделено несколько пачек возраста Рд Dзf и Б22у, отличающихся повышенным содержанием Сорг
Предположительно, материнская пачка выделяется в известняках ассельско-го яруса нижней перми (интервал глубин 4768.4776 м) (рис. 1). Сорг = 0,9 %, значения параметров 5 (свободные УВ, до 300 °С, мг УВ/г породы) и 52 (УВ-продукты пиролиза керогена и смолисто-асфальтеновых веществ, 300...650 °С, мг УВ/г породы) составляют 0,29 и 0,75 мг УВ на грамм породы соответственно. Битумоидный коэффициент (12,5 %) характеризует автохтонный битумо-ид. Температура максимального выхода УВ (Ттах) при пиролизе керогена равна 455 °С, а водородный индекс составляет 64 мг УВ на грамм Сорг.
В отложениях франского яруса верхнего девона выделяются несколько пачек пород с повышенным содержанием Сорг. Для всех изученных образцов отмечены низкие значения водородного индекса (< 20 мг УВ на грамм Сорг) и значения Ттах, превышающие 470 °С.
Известняки доломитизированные с линзами и прослоями глинистого материала ((нерастворимый остаток породы (НОП) -10,7.17,3 %) в интервале глубин 5843. ...5848,8 м характеризуются высоким содержанием Сорг (2,71.4,09 %). Значения и 52 варьируют в диапазонах 0,16.0,27 и 0,48.0,62 мг УВ на грамм породы соответственно. Содержание хлороформенного битумоида составляет 0,04 %.
Ниже, в интервале глубин 5849.5856 м, залегают известняки глинистые с прослоями черного аргиллита (НОП 6,25.7,9 %). Содержание Сорг в породах рассматриваемого интервала изменяется от 1,9 до 3,39 %. Значения параметров 5 и 52 не превышают 0,14 и 0,39 мг УВ на грамм породы соответственно. Концентрации хлороформенного би-тумоида (ХБА) равны 0,0012 %.
В отдельных образцах доломитизирован-ного известняка с примесью глинисто-битуминозного материала (НОП 8.47,9 %) из интервала Н = 5858.5912 м содержание Сорг составляет 0,84 % (глубина отбора 5861,3 м), 1,6 % (глубина отбора 5884,15 м) и 2,93 % (глубина отбора 5887,75 м). Значение параметра варьирует от 0,02 до 0,07 мг УВ на грамм породы,
4
3
2
1
0
0
5
Рис. 3. Определение содержания Сорг по данным ГК для глубокопогруженных горизонтов скв. Нагумановской 1: НГМТ - нефтегазоматеринская толща
параметра £2 - в диапазоне 0,07...0,44 мг УВ на грамм породы. Содержание ХБА изменяется от 0,0012 до 0,08 %.
В образце с глубины 5951 м (022у), представленном доломитизированным известняком с примесью глинисто-битуминозного материала (НОП 43 %), содержание Сорг методом Яоск-Буа определено равным 0,41 %, ку-лонометрическим методом - равным 0,63 %. Концентрация ХБА составляет 0,04 %. Водородный индекс равен 46 мг УВ на грамм Сорг, Тшах = 532 °С. Пики ^ и £2 не превышают значений 0,13 и 0,19 мг УВ на грамм породы соответственно.
Таким образом, все интервалы глубин с повышенным содержанием Сорг связаны с глинистыми, достаточно битуминозными отложениями. Применительно к подобным горным породам наилучшими возможностями для оценки содержания Сорг обладает метод гамма-
каротажа (ГК), регистрирующий гамма-активность пород.
Известно, что большинство естественных радиоактивных изотопов, распространенных в горных породах, относится к семействам урана, актиния и тория. Относительно высокая радиоактивность глинистых пород объясняется повышенной сорбцией урана на глинистых частицах, присутствием минералов шестивалентного урана и образованием в условиях восстановительной среды четырехвалентного урана. Возможна также значительная адсорбция ионов урана из природных вод, где они присутствуют в различных соединениях [3].
В связи с этим при комплексировании геохимических и геофизических методов для оценки Сорг глубокозалегающих горизонтов Волго-Уральской НГП в качестве метода геофизических исследований скважин использован ГК. Для этого оценки содержания Сорг
0
ЦП сс го
1 и со
о
X
]Д1
оооооооооооооооооооооооо оооооооооооооооооооооооо гнсоетот-нгдт^тщгчоадъотнгчтЗтшгчоот-
а; га з; и ш
0
1
га
£г
га
С и
Н
о к с ь
р
£ ■
о г л о
со
в и
§888888888888888888
1Л Ю N
оооооооооо оооооооооо
Г^СОСЛОгНГМГО^иПЮ
■ и> и> щ ю 1Л щ ю
I
Ё о1
О о"
а к
л
е р
р
3
с и Р
Кзылобинская 162
Рис. 5. Корреляционная схема содержания Сорг для глубокозалеганшщх горизонтов юго-восточной части Волго-Уральской НГП по линии скв. Корниловской 150, Акобинской 171, Кзылобинской 162, по данным ГК
Значения Сорг в глубокопогруженных отложениях скв. Нагумановской 1
Ярус H, м Содержание Соор %
Артинский 3900.4350 0,2.0,42
Сакмарский 4350.4570 0,125.0,13
Ассельский 4570.4840 0,25.0,9
Серпуховский 4940.5180 0,08.0,125
Визейский 5180.5480 0,4.0,6
Турнейский 5480.5550 0,125.0,2
Фаменский 5550.5800 0,2.0,25
Франский 5800.5900 0,2.5,8
Живетский 5900.5950 0,41.0,63
по керну сопоставлены с показаниями ГК по разрезу некоторых глубоких скважин юго-восточной части Волго-Уральской НГП (например, рис. 2). Установлено, что значения Сорг хорошо коррелируют с показаниями ГК: коэффициент корреляции К2 = 0,951 (см. рис. 2). Характеристика геологических ярусов с точки зрения содержания Сорг приведена в таблице.
На рис. 3 показан пример оценки содержания Сорг по данным ГК для глубокопогружен-ных отложений скв. Нагумановской 1 в сравнении с оценками Сорг по керну.
Как видно на рис. 3, наблюдается хорошее совпадение оценок содержания Сорг по керну
и ГК в интервалах выделенных НГМТ. Согласно изложенной выше схеме проведены исследования глубокопогруженных горизонтов скв. Песчаной 20, Вершиновской 501, Корниловской 150, Акобинской 171, Кзыло-бинской 162 (рис. 4, 5).
Примеры оценки содержания Сорг по данным ГК показывают, что применение изложенного в статье методического подхода способствует изучению глубокозалегающих НГМТ в разрезах глубоких скважин юго-восточной части Волго-Уральской НГП, что, в свою очередь, повысит эффективность геолого-разведочных работ.
Список литературы
1. Керимов В.Ю. Прогнозирование нефтегазоносности в регионах со сложным геологическим строением / В.Ю. Керимов, И.С. Гулиев, Д.А. Гусейнов и др.; под ред. В.Ю. Керимова. - М.: Недра, 2015. - 404 с.
2. Керимов В.Ю. Оценка содержания Сорг в сланцевых отложениях хадумского горизонта Предкавказья с использованием результатов ГИС / В.Ю. Керимов, Г.Я. Шилов, Л.В. Люкшина и др. // Недропользование XXI век. - 2017. - № 3. - С. 74-79.
3. Добрынин В.М. Петрофизика / В.М. Добрынин, В.Ю. Вендельштейн, Д.А. Кожевников. -
М.: Недра, 1991. - 368 с.
Integration of geochemistry and logs in order to advance research of deep-lying source rocks in the south-eastern part of Volga-Ural oil-and-gas-bearing province
Ye.I. Vasilenko
Gazprom Tsentrremont LLC, Bld. 125a, Profsoyuznaya street, Moscow, 117647, Russian Federation E-mail: e.vasilenko@gcr.gazprom.ru
Abstract. The experience and results of geological exploration in most oil and gas provinces in the world show that the main prospects for oil and gas production are associated with deeper sedimentary (5 km or more) deposits. Decrease in the resource base of hydrocarbons and the falling production of large deposits of Volga-Ural oil-and-gas province make the problem of searching for new hydrocarbon deposits in deep-lying sediments very relevant. To predict zones of hydrocarbon accumulation in the deep-lying sediments at the south-eastern part Volga-Ural oil-and-gas province a special study was organized. During this study geological and log information was collected and analyzed, geochemical studies of core of deep-lying oil-and-gas-bearing complexes were carried out at few deep wells. Geochemical and geophysical methods were integrated to improve the vertical resolution of TOC (total organic carbon) evaluation in deep-buried horizons due to the limited core recovery.
In this article a methodological approach is suggested for estimating the TOC values in accordance with the gamma-ray logging data based on the analysis of the geophysical and geochemical characteristics of clay deposits in deep-lying horizons in the south-eastern part of Volga-Ural oil-and-gas province. The proposed method significantly increases opportunities of continuous TOC evaluation in the sections of deep wells and raises the efficiency of studying deep oil-and-gas-bearing strata. In turn it becomes possible to identify potentially productive zone in the deep wells more quickly.
As a result of the studies correlation dependencies between TOC and gamma-ray logging (Jy), an example of estimating TOC values in accordance with the gamma-ray logs and a correlation scheme for some deep wells were
constructed, which showed good agreement between TOC and gamma log estimates. The proposed methodology improves efficiency of oil-and-gas-bearing rock masses in the depths of deep wells in the south-eastern part of Volga-Ural oil-and-gas province, which positively affects the results of geological exploration work.
Keywords: deep-lying rocks in Volga-Ural oil-and-gas-bearing province, mud shale, organic matter, gamma ray log, hydrocarbon potential.
References
1. KERIMOV, V.Yu. (ed.), I.S. GULIYEV, D.A. GUSEYNOV et al. Prediction of oil and gas presence in the regions with complicated geological structure [Prognozirovaniye neftegazonosnosti v regionakh so slozhnym geologicheskim stroyeniyem]. Moscow: Nedra, 2015. (Russ.).
2. KERIMOV, V.Yu., G.Ya. SHILOV, L.V. LYUKSHINA et al. Assessment of Corganic status in shale sediments of Khadum horizon of Pre-Caucasus using well log data [Otsenka soderzhaniya Corg v slatsevykh otlozheniyakh khadumskogo gorizonta Predkavkazya s ispolzovaniyem rezultatov GIS]. Nedropolzovaniye XXI vek. 2017, no. 3, pp. 74-79. ISSN 1998-4685. (Russ.).
3. DOBRYNIN, V.M., V.Yu. VENDELSHTEYN. Petroleum physics [Petrofizika]. Moscow: Nedra, 1991. (Russ.).
