Литолого-геофизическая характеристика пород дагинского горизонта Южно-Киринского месторождения Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА

УДК 550.3, 550.8

АИТОАОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОРОД ЛАТИНСКОГО ГОРИЗОНТА ЮЖНО-КИРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

А.Д.Дзюбло, О.А.Шнип, Е.Е.Алтухов, А.Ю.Щербакова (Российский государственный университет нефти и газа имени И.МХубкина (Национальный исследовательский университет)

В настоящей статье приведена количественная оценка емкостных параметров коллекторов по комплексу ГИС БсЫишЬегдег в открытом стволе и исследованиях 1_\ЛШ в процессе бурения. Комплекс методов включал в себя гамма-каротаж (интегральный и спектральный), собственной поляризации, кавернометрию профилеметрию, многозондовую электрометрию, нейтронный, акустический, гамма-гамма литоплотностной, спектральный нейтронный, термометрию, газовый, инклинометрию и сейсмораз-ведочные работы ЗР. Приведены результаты электронной микроскопии, рентгено-структурного анализа и литолого-петрогра-фических исследований. Изучение закономерности иерархической организации и изменения физических свойств разреза осуществлялось по данным ГИС. Использование главных компонент повысило достоверность при выделении и локализации фаций. Обосновано укрупнение каркасной геологической модели и создана основа для создания гидродинамической модели. Полученные результаты могут быть использованы для уточнения геологической и фильтрационной моделей месторождения.

Ключевые слова: палеогеография; литология коллекторов и покрышек; оценка емкостных параметров коллекторов; геологическая и гидродинамическая модели месторождения.

Южно-Киринское месторождение расположено на северо-восточ-ном шельфе о-ва Сахалин вблизи Лунского, Киринского и Мынгин-ского газоконденсатных месторождений. Месторождение уникальное по запасам (газ, конденсат, нефть) и самое крупное на шельфе Сахалина. По предварительным оценкам запасы газа Южно-Киринского месторождения составляют свыше 600 млрд м3, конденсата - около 100 млн т, нефтяной оторочки -60 млн т. В результате бурения восьми поисково-разведочных скважин установлена нефтегазонос-ность двух мощных пластов дагин-ского горизонта миоцена (рис. 1).

На месторождении по результатам сейсморазведочных работ ЗЭ выделено семь крупных блоков, гидродинамическая взаимосвязь которых уточняется [1]. Это свидетельствует о его сложном геологическом строении (рис. 2).

Образование дагинских отложений определялось деятельностью

Рис. 1. ЛИТОЛОГО-СТРАГИГРАФИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ СКВ. ЮЖНО-КИРИНСКАЯ-2

Возраст

мориод эпоха

четвертичный

X

и

=г

о

X

с

с

X

«

о

ф

X

X.

И

3

о

X

2

Мощность. м Краткое описание УВ

598 Преобладают глнны олевритистые, прослои леска

662 Преобладают глины алеврит истые, прослои алевролитов, песчаников

720 Преобладают глины алевритистые, прослои алевролитов, песчаников

422 Глины песчанист иге с прослоями алевролитов и посчаиико*

»98,4 Переслаивания песчаников и глин Пласгы 1.2. газ

Рнс. 2. РАСПОЛОЖЕНИЕ БЛОКОВ НА ПЛОШАЛИ ЮЖНО-КИРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

мощной дельтовой системы крупных рек (Палеоамур, Палеоаргунь, Палеотумнин), стекающих с возвышенностей Азиатского материка [2].

Породы дагинского горизонта формировались на весьма обширной дельтовой платформе с каналами, барьерными рифами, пляжами и песчаными косами. Вертикальные колебания платформы привели к плавным переходам геолого-геофизических свойств на выделяемых блоках. Коллекторы представляют собой ар-козовые песчаники и алевролиты, реже гравелиты. В составе обломочной части пород преобладают кварц, кислые плагиоклазы, калиевые полевые шпаты. На контактах обломков присутствуют конформные и инкорпо-рационные структуры. Обычно встречаются чешуйки хлоритизированного биотита и мусковита, магнетит, гранат, циркон. В единичных случаях отмечены обломки амфибола, полностью замещенного хлоритом, магнетитом, лейкоксеном [3].

Источники сноса состояли из кислых интрузивных и в меньшей степени эффузивных пород, а также пород

слабой степени регионального метаморфизма. Об этом свидетельствует состав обломков пород, которые слагают иногда до 30 % обломочной части коллекторов дагинского горизонта.

Глинистые минералы цемента пород-коллекторов формировались в прибрежных и глубинных условиях, а также гипергенным путем. По результатам электронной микроскопии и рентгено-структурного анализа установлено преобладание каолинита и гидрослюды. В отдельных участках встречены смектит и хлорит, что может свидетельствовать о глубоководных условиях образования пород. Количество глинистого тонкодисперсного материала по данным гранулометрического анализа керна и результатам ГИС изменяется от 8 до 36 % .

Глинистые породы формируются в прибрежных условиях, на шельфе и в глубинных частях бассейна. Важнейшим условием их накопления являются спокойная обстановка и очень слабая гидродинамика. Глинистые частицы при активной гидродинамике не осаждаются согласно закону Стокса. Частицы размером менее

Рис. 3. ГЛИНИСТЫЕ МИНЕРАЛЫ, ЗАПОЛНЯЮЩИЕ ПОРОВОЕ ПРОСТРАНСТВО

КОЛЛЕКТОРА

0,01 мм будут постоянно находиться во взвешенном состоянии. Для осаждения они должны так или иначе соединиться в более крупные образования. Этот процесс может быть чисто механическим, когда глинистые материалы образуют агрегаты, которые затем и осаждаются. По результатам растровой электронной микроскопии каолинит в породах дагинского горизонта по данным ООО "Газпром ВНИИГаз" нередко представлен крупноагрегатными пакетами хорошо окрис-таллизованных частиц гексагональной формы (рис. 3). Такой каолинит имеет аутигенное происхождение.

Глинистые минералы в составе дагинского горизонта образовались и гипергенным путем. При изучении шлифов, видно, что обломки полевых шпатов в коллекторах полностью или почти полностью замещены пелитами и серицитом. Таким образом, количество глинистых минералов в породах увеличивается, а их агрегаты, образовавшиеся на месте обломков полевых шпатов, не изменяют фильтрационно-емкостные свойства пород.

Что касается минерального состава глин, то, как отмечалось, в них преобладают каолинит и гидрослюды [4]. Эти минералы в общем случае характерны для профиля прибрежная зона — шельф - центральная часть бассейна. Сравнение частоты присутствия глинистых минералов в породах дагинского горизонта по линии скважин 4-6-3 (таблица) показало следующее. В породах скв. 6 относительно повышено содержание смектита и хлорита. Как показано в [5], породы миоцена Керченско-Таманского региона имеют повышенное содержание смектита и хлорита, что может определяться осаждением этих пород в относительно глубоководных участках. При этом в соседних приподнятых участках образуются преимущественно каолинит и гидрослюды. Изученные разрезы близки породам дагинского горизонта. Можно предположить, что на площади Южно-Ки-ринской структуры в свое время был субмеридиональный прогиб тектонической природы, возможно, с подтоком термальных вод. Это и привело к ускоренному образованию смектита и хлорита, что видно в керне скв. 6. В коллекторах дагинского горизонта также выявле-

А - в центральной части снимка -свежий скол крупного зерна калиевого полевого шпата, Б - редкие поры со средними размерами 15 мкм распределены по всему объему породы, В - каолинитовая иемекгаиия в зоне разрушения полевого шпата

ны аутигенные минералы, образующиеся преимущественно по цементу - это глауконит, кальцит, сидерит, доломит, пирит [4].

Изучался также минеральный состав пропластков и покрышек глинистых пород дагинского горизонта. Весьма вероятно, эти породы накапливались в более глубоководной обстановке, чем пласты коллекторов. Об этом свидетельствует значительное количество глауконита в изученных образцах глин - до 80 %, что достаточно необычно. При этом глауконит здесь имеет, по-видимому, осадочно-химическую или осадочно-био-химическую природу. В коллекторах дагинского горизонта количество глауконита гипергенного происхождения не превышает 2 %.

Как известно, глауконит образуется в области шельфа и в верхней части континентального склона на глубине от 20 до 150 м, максимально — до 300 м, а в сред-

Частота встречаемости глинистых минералов дагинского горизонта

Глинистые минералы, % Скв. 4 Скв. 6 Скв. 3

(я = 17) (я = 60) (л= 40)

Смектит/гидроспюда 59 75 50

Гидрослюда 82 52 77

Каолинит 82 88 95

Хлорит 35 75 42

Рис. 4. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ ЛАТИНСКОГО ГОРИЗОНТА

нем - 70-80 м [б, 7]. Таким образом, дагинские коллекторы, по-видимому, формировались на глубине около 20 м и меньше, а глинистые толщи — на более значительной глубине. Это подтверждает точку зрения о периодичности изменения условий осадконакопления при формировании пород дагинского горизонта.

Эффективные мощности коллекторов, определенные по ГИС, изменяются от 70 до 140 м в различных блоках месторождения. Оценка емкостных параметров коллекторов Южно-Киринского месторождения основывалась на прямых определениях пористости и проницаемости по керну и результатах интерпретации комплекса ГИС БсЫитЬегдег.

Продуктивные пласты дагинского возраста на указанных месторождениях присутствуют в разном количестве, на Южно-Киринском их только два (рис. 4)

Значения средневзвешенной пористости продуктивных пластов по месторождению близки между собой и составляют в среднем 21-23 %. Проницаемость, определенная по керну, изменяется от 35 • 10"4 до 214 • 10"4 мкм2, проницаемость по ГИС с учетом глинистых включений несколько меньше.

Количественная оценка емкостных параметров коллекторов проводилась по комплексу ГИС ЗсЖитЬег-дег в открытом стволе и исследованиях в процессе бурения. Комплекс методов включал гамма-каротаж (интегральный и спектральный), собственную поляризацию, кавернометрию-профилеметрию, многозондовую электрометрию, нейтронный, акустический, гамма-гамма литоплотностной, спектральный нейтронный, термометрию, газовый и инклинометрию. Качество материалов ГИС хорошее, что в большинстве случаев подтвер-жается формой кривых и воспроизводимостью в интервалах перекрытия. Однако следует отметить, что бурение скважин на месторождении с использованием минерализованной промывочной жидкости, сопротивление которой не является контрастным с сопротивлением пластовой воды, несколько снижает информативность метода ПС. Из-за плохого технического состояния ствола скважины в некоторых участках разреза (увеличенный диаметр, желобообразование), качество таких методов, как нейтронный и литоплотностной каротаж, снижено. Как правило, их показания искажены и вводимые аппаратурные поправки не адекватны

OIL AND GAS RESERVOIRS

А - сжатие комплекса ГИС, Б - фрактальная структура геофизических данных

Рис. 5. РЕЗУЛЬТАТЫ СТРУКТУРНОГО АНАЛИЗА

(9

I

2610

2620

2630

АР1

I I I I I

60 160

-SP мВ

■т ' ' '

- Lg HMIN

I ■ I

•1.4 3.0

Lg HMO

-1,4

3,0

Rt

-2

2,5

Rxo

2,5

30 f (SvmUIWJI 3CV-M4 о

• At 10*1 - Oe'ivutWdeMctf Ibjs*

1 I

К МММ I-1-1-1-r

0.1

0.6

Плотность

-T-

T-1

1.5 2,7

- К„ак

I—I—I—I—r

0,1

T—I

0,6

■Pe

2,4

U

I-1-!-1 I

-Tli

16

I I I

0,02

0,06

F,

I-r

-4

реальным скважинным условиям. В некоторых интервалах отсутствовала запись нейтронного каротажа из-за аппаратурного сбоя. В интервалах больших каверн и желобов показания метода ГГКя-п значительно искажены, что делает невозможным количественную интерпретацию ГГКя-п в этом интервале.

На основе структурной обработки данных [8, 9] производились контроль качества, снижение помех, а также восполнение недостающей информации. На рис. 5 представлены результаты сжатия исходного комплекса ГИС с помощью факторного анализа.

Адекватности интерпретационных моделей невозможно добиться без учета присущей геологическим средам упорядоченности, проявлением которой является их фрактальная структура, сохраняющая самоподобие при переходе от микроуровня к макроуровню. Самоподобная иерархическая упорядоченная структура -

скейлинг геологических сред — повсеместно прослеживается как в данных петрофизики, так и физических полях. Поэтому традиционные модели, не учитывающие самоподобия, представляются очень упрощенными. Укрупнение каркасной модели, производилось на основе непрерывного ул/ауе-^-анализа (рис. 6).

Это позволило изучить закономерности иерархической организации изменения физических свойств разреза по данным ГИС, которые проявляются в статистическом самоподобии их структуры в разных пространственных масштабах. Использование главных компонент повысило достоверность при выделении и локализации фаций, так как они концентрируют в себе информацию, не осложненную трендами и освобожденную от шума.

Применение данной технологии позволило решить следующие задачи:

Рис. б. ФРАГМЕНТ КАРКАСНОЙ МОДЕЛИ ПРОДУКТИВНОГО КОЛЛЕКТОРА ЛАТИНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ КИРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ДАННЫМ

ШАУЕ-1£Т-АНАЛИЗА

• повысить достоверность первичной геофизической информации;

• выделить элементарные циклы осадконакопления;

• изучить вложенность более мелких циклов в крупные, уточнить геологическое строение месторождения и обосновать процедуру укрупнения модели (ирэсаНпд);

• получить информацию о типе разреза, его слоистости, направленности и цикличности.

По результатам этих исследований было обосновано укрупнение каркасной геологической модели и создана основа для создания гидродинамической модели.

В результате комплексных исследований керна и ГИС установлено, что фильтрационно-емкостные свойства терригенных коллекторов дагинского горизонта существенным образом зависят от минерального состава, количества глинистого материала и особенностей расположения продуктивных пластов в отдельных блоках месторождения.

На основании выполненных исследований и данных ранее проведенных работ [5, 10] были построены усредненные модели изменения фильтрационно-емкостных параметров по месторождению (рис. 7).

Модели показывают, что глинистость заметно уменьшается в се-веро-северо-восточном направлении (в 3 раза). Наиболее высокие значения пористости и проницаемости отмечены на северном крыле, причем при незначительном изменении пористости (на 2 %), происходит заметное изменение проницаемости. Таким образом, очевидно, что глинистость является существенным фактором в формировании фильтрационно-емкостных свойств Южно-Киринского месторождения.

Заключение

1. В результате исследований установлено, что фильтрационно-емкостные свойства терригенных коллекторов дагинского горизонта Южно-Киринского месторождения, оценка которых проведена по керну и ГИС, существенным образом зависят от минерального состава и количества глинистого материала.

2. Глинистые минералы в составе коллекторов дагинского горизонта образовались седимента-ционным и гипергенным путем. По

минеральному составу преобладают каолинит, хлорит и гидрослюды.

3. Выявлена зональность и построены модели распространения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного горизонта.

4. Технология "структурного анализа данных" позволяет повысить достоверность геолого-геофизической модели месторождения.

5. Полученные результаты могут быть использованы для уточнения геологической и фильтрационной моделей месторождения.

Литература

1. Барков А.Ю. Южно-Киринское месторождение. О проблемах и трудностях разведки сложно-построенных месторождений на шельфе / А.Ю.Барков, Я.И.Штейн // Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Аркти-

Рис. 7. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ГИС ДЛЯ ЛАТИНСКОГО ГОРИЗОНТА ЮЖНО-КИРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Коэффициенты: А - объемной глинистости, доли ед., Б- обшей пористости, доли еа.,В-пронииаемости, п ■ 10 3 мкм2

ка и Дальний Восток. Тезисы докладов. — ООО "Газпром ВНИИГаз", 2014.

2. Харахинов В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона / В.В.Ха-рахинов. — М.: Научный мир, 2010.

3. Дулова Д.Ю. Влияние глинистости на фильтрационно емкостные свой ства коллектора Южно-Киринского месторождения / Д.Ю.Аулова, В.С.Жуков, В.В.Моторыгин и др. // Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток. Тезисы докладов. — ООО "Газпром ВНИИ-Газ", 2014.

4. Дзюбло А.Д. Особенности состава и свойства продуктивных пород дагинского горизонта месторождений Киринского блока / А.Д.Дзюбло, О.А.Шнип, А.Ю.Макарова // Нефть, газ и бизнес. - 2014. - № 12.

LITHOLOGIC-GEOPHYSICAL CHARACTERISTICS FOR THE DAGINSK HORIZON ROCKS OF THE SOUTH KIRINSKOE FIELD

Dzyublo AD.. Shnip OA, Altukhov EE.. Tscherbakooa AJu. (Gubkin Russian State University of Oil and Gas)

The article presents the quantitative assessment for reservoirs volume parameters according to Schlumberger geophysical well logging complex for the open borehole and LWD research during drilling. Complex methods included the following types of logging, they are gamma (integral and spectral), induced potential, caliper-profile, multip-lesonde electric, neutron, acoustic, gamma-gamma litho-density, spectral neutron, thermometry, mud and inclinometry of 3D seismic survey. The article provides the results of electron microscopy and X-ray-structural analysis. The regularities in hierarchical organization of section's physical properties change were studied according to geophysical well logging data. The use of principle components allowed to distinguish and locate facies more efficiently. Enlargement of geophysical model was substantiated and basement for hydrodynamic model was provided. Obtained results could be used to design more detailed deposit's geological and filtration model.

Key words:, paleogeography; reservoir and cap lithology; reservoir volume parameters; assessment; geologic and hydrodynamic deposit's model.

5. Ростовцева Ю.В. Седиментогенез в бассейнах среднего и позднего миоцена Восточного Паратетиса (старотипический Керченско-Таманский регион): дисс.... доктора геол. минер, наук / Ю.В.Ростовцева. - М., 2012.

6. Формозова Л.Н. Глауконит / Л.Н.Формозова. — М.: Недра, 1949.

7. Горбунова Г.М. Глаукониты юрских и нижнемеловых отложений центральной части Русской платформы / Г.М.Горбунова // Тр. ИГН АН СССР. -1950. - Вып. 114.

8. Алтухов Е.Е. Применение технологии структурного анализа данных ГИС для изучения геологических разрезов скважин / Е.Е.Алтухов // Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2008. - № 2.

9. Алтухов Е.Е. Технология структурного анализа для обработки и интерпретации данных ГИС месторождений нефти и газа / ЕЕ.Алтухов // Нефть, газ и бизнес. - 2007. - № 10.

10. Дзюбло А.Д. Геологическое строение и нефтегазоно-стность Киринского блока шельфа о.Сахалин / А.Д.Дзюбло, О.А.Шнип, К.Э.Халимов // Нефть газ и бизнес. - 2013. — № 3.

в Коллектив авторов, 2016

Александр Лмитриевич Дзюбло, профессор,

локшор геолого-минералогических наук, <ЗгуиЫо.а@диЬкт.га; Олег Александрович Шнип, профессор,

доктор геолого-минералогических наук, oa.3hnip@mail.ru; Евгений Евгеньевич Алтухов, доцент,

кандидат технических наук, aee@gubkin.ru; Анна Юрьевна Щербакова, старший преподаватель, атакагоуа 88@mall.ru.