CC BY
43УДК 55
Геологические науки
Сакаев Аслан Арманович, магистрант кафедры Геофизики, Институт геологии, нефти и горного дела имени К. Турысова, Satpayev University
Казахстан, г.Алматы Умирова Гульзада Кубашевна, лектор, доктор PhD наук кафедры Геофизики, Институт геологии, нефти и горного дела имени К. Турысова, Satpayev
University, Казахстан, г.Алматы Berube Pierre, бакалавр инженерной геологии, специализирующийся на геофизике, Политехнический университет Монреаль, Президент компании Abitibi Geophysics Валъ-д'Ор, Квебек, Канада
МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ НА ОСНОВЕ ГИС-ДАННЫХ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ АКШАБУЛАК
ЦЕНТРАЛЬНЫЙ
Аннотация: В данной статье показана наиболее оптимальная методика выделения пластов-коллекторов и их фильтрационно-емкостных свойств на основе интерпретации комплекса данных ГИС. Определенные коллекторские свойства продуктивных горизонтов и их эффективные толщины дадут возможность построения современной геологической модели месторождения Акшабулак Центральный, что позволит разработку экономически эффективных стратегий получения максимальной отдачи углеводородов.
Ключевые слова: месторождение Акшабулак Центральный, комплекс методов геофизических исследований скважин, фильтрационно-емкостные свойства продуктивных горизонтов, эффективные толщины, подсчет запасов, геологическая модель.
Annotation: This article shows the most optimal method for selecting reservoir layers and their filtration and reservoir properties based on the interpretation of a complex of GIS data. Certain reservoir properties of productive horizons and their effective thicknesses will make it possible to build a modern geological model of the Akshabulak Tsentralny field, which will allow the development of cost-effective strategies for maximizing the return of hydrocarbons.
Key words: Akshabulak Tsentralny field, complex of methods for geophysical research of wells, filtration and reservoir properties of productive horizons, effective thicknesses, reserves calculation, geological model.
Усилия специалистов, которые осуществляют разработку залежей нефти и газа, направлены на обеспечение высокой добычи при минимальных затратах с высоким коэффициентом извлечения (КИН). Только при постоянном контроле и регулировании процесса эксплуатации с привлечением новых данных о геологическом строении залежи, состоянии ее фильтрационно-емкостной модели, полученных на различных этапах жизни месторождения, можно разрабатывать экономически эффективные стратегии получения максимальной отдачи от месторождений при минимальных производственно-экономических рисках [1] и получать уточненные параметры для подсчета запасов (ПЗ).
Информационной основой для ПЗ углеводородного (УВ) сырья уже многие годы успешно являются геофизические исследования скважин (ГИС) и сейсморазведка [2].
Цель исследований, представленных в данной статье, заключается в разработке наиболее оптимальной методики, обеспечивающей получение достоверной информации по выявлению коллекторов, определению их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), прогнозированию параметров, характеризующих продуктивность коллекторов и подготовки основы для построения современной геологической модели.
Основные задачи исследований:
- анализ перспективности меловых, юрских и домезозойских отложений месторождения Акшабулак Центральный на основе сбора и систематизации фондовой и изданной литературы;
- анализ геолого-промысловых условий проведения ГИС и опробования пластов;
- выявление эффективности выбранной методики интерпретации данных ГИС по выделению пластов-коллекторов и определению их коллекторских свойств.
Месторождение Акшабулак Центральный открыто в 1989 г по результатам бурения поисковой скв. №7, где был получен приток нефти дебитом 40.5м3/сут из отложений мела. Промышленная разработка месторождения началась в 2005 г., которой предшествовал комплекс геологоразведочных работ. На месторождении установлена промышленная нефтеносность неокомских, верхнеюрских и протерозойско-палеозойских (фундамент) отложений.
Месторождение Акшабулак Центральный расположен в Сырдарьинском районе Кызылординской области Республики Казахстан.
Сейсморазведочные работы 2D проводятся на территории исследования с конца 80-годов (Турланская геофизическая экспедиция). Именно этими работами впервые выявлено и подготовлено к поисковому бурению поднятие Акшабулак. По результатам исследований выделены и протрассированы отражающие горизонты по поверхности фундамента (PZ), кровле юры (III), кровле арыскумского горизонта нижнего неокома (IIar). Анализ сейсмических данных показал, что Акшабулакский выступ широтным разломом разделен на южный и северный своды, которым по отражающим горизонтам III и IIar соответствуют малоамплитудные (до 25 м) брахиантиклинальные складки.
Последующая переобработка сейсмического материала в 1989-90 г. г. (КОМЭ) позволила выявить зоны выклинивания горизонта Ю-III на юго-западной, северо-западной и западной частях структуры. Границы зон выклинивания были уточнены в 1990-92 г. г. проведением детальной
сейсморазведки на дополнительных широтных профилях между отработанными ранее профилями.
Дальнейшее проведение сейсмических исследований 3Д и использование сейсмических атрибутов при интерпретации (2001 г.) позволили детализировать структурную модель продуктивных горизонтов, обосновать положение тектонических нарушений, выделить в юрских породах распространение русловых отложений и прогнозировать породы с улучшенными коллекторскими свойствами.
Результаты сейсмических исследований дали основание для проведения разведочного бурения на территории месторождения Акшабулак Центральный (1991 г.). На тот момент на крыльях и в седловине структуры было пробурено 7 разведочных скважин, вскрывших отложения протерозоя. Разведочное бурение более позднего периода (2009 г.) и проведение геофизических исследований скважин (ГИС) позволило выделить нефтеносные пласты в отложениях мела и юры и в это же время было выявлено, что нефтяная залежь горизонта Ю-Ш является целостной для всей площади структуры Акшабулак Центральный.
Таким образом, мы видим, что не смотря на то, что район исследований характеризуется довольно высокой степенью геолого-геофизической изученности, задача доразведки месторождения, построения современной геологической модели с целью пересчета запасов остается актуальной. Актуальным является и выявление перспектив месторождения, связанных с промышленными скоплениями углеводородов в толще мезозойских и частично палеозойских образований [3].
На Рисунке 1 представлен сводный геологический разрез продуктивной части Акшабулакского месторождения с привязкой к основным отражающим горизонтам Арыскумского прогиба.
Рисунок 1 - Сводный геолого-геофизический разрез [4]
По имеющимся образцам керна хлорито-сирицитовые гнейсы, глинистые сланцы и кварциты протерозой-палеозойского фундамента за счет трещиноватости и разрушенности в кровельной части с образованием коры выветривания могут рассматриваться, как вторичные коллекторы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Это утверждение доказано и результатами бурения, когда в скважинах месторождения Акшабулак из выветренной части фундамента получены фонтанные притоки нефти дебитами соответственно 29,4 м3/сут и 16,4 м3/сут. С другой стороны, в 61 скважинах месторождения Акшабулак вскрыт прослой пород палеозойского комплекса, определенный по керну, как породы нижнего карбона, представленный известняками, мергелями, доломитами серыми и темно-серыми аргиллитами, алевролитами.
Таким образом, обзор фондовой и изданной литературы дает возможность констатировать высокую перспективность в нефтегазоносносном
отношении не только мезозойских, но и домезозойских отложений месторождения Акшабулак Центральный.
Отложения месторождения Акшабулак представлены терригенными породами с прослоями глин. В разрезе скважин коллекторы представлены песчаниками и алевролитами, которые хорошо выделяются по геофизическим методам.
При интерпретации данных ГИС использовались результаты измерений методами ГК, СГК, НГК, АК, ГГК-п, МКЗ, МБК.
В основу выделения пластов-коллекторов положены следующие критерии: прямые качественные геофизические признаки и количественные критерии, основанные на граничных значениях, связанных с ФЕС пород [5].
При оценке эффективных толщин из общей толщины выделенных коллекторов исключались глинистые, плотные и углистые прослои, которые выделялись ГК, СГК, НГК, АК, ГГКП, МКЗ, МБК. Глинистые прослои толщиной более 0,4 м выделялись по кривым ГК, КВ и МКЗ.
Начальным этапом интерпретации ГИС для определения емкостных свойств являлось определение литологии вскрытого разреза.
Таблица 1.Оценка литологии по нейтронным каротажам
Название породы/характер выделения Качественные признаки выделения
глины (уверенно) низкие сопротивления УЭС (1,5-4,0 Омм)
минимальные показания НГК (1,2-1.9 усл.ед.)
максимальные показания ГК (6-14 мкР/час)
повышенные показания интервального времени АК (330 мкс/м)
плотные разности/углистые прослои (достаточно надежно) повышенные значения ГГК-п (2.5-2.7 гр/см3)
низкие значения АК (168-200 мкс/м)
низкая естественная радиоактивность ГК (4-6 мкр/час)
песчаники (достаточно надежно) пониженные значения ГК (3-6 мкр/час)
средние значения ГГК-п (2.1 до 2.5 гр/см3)
средние показания интервального времени АК (от 270 до 320 мкс/м)
На Рисунке 2, а-г представлены примеры определения литологии, полученных посредством построения кроссплотов.
Ж
- «^Б / / /
-г "^зрву^
Глинистая порода*"
. ..
■005 00
рМТ«4 УЛ е1 I»»
0.17 0 28
Кп/нгк
-015 14
Алевролиты и аргиллиты
¿4 В
(9*6) Меи1гоп(Т»»Н) 5опК(И/уве) ОуеИву. МР1ик1 • 18« (Ср-?в 1989)
170» роч» р<оя«4 о«л о! 1ЛМ
АК
а) кроссплот W-ГГК-п
б) кроссплот W-АК
в) Пример сопоставления акустического г) Пример построения кроссплота
метода АК с гамма методом ГК. фотоэлектрического метода ФЭ-ГК.
Рисунок 2 - Примеры определения литологии
Количественные критерии разделения пластов на коллекторы и неколлекторы устанавливались по керну и подтверждались результатами опробования:
Таблица 2. Граничные значения пористости
по керну, % по опробованию, %
мел М-11 11.8 Мел М-1; М-11 11.5
юра Ю-0+Ю-1 17.5 Юра Ю-0+Ю-1 17,3
Ю-11 15 Ю-Шкарб 7.0
Ю-Шкарб 6,5 PR-PZ (фундамент) 7,5
Ю-Шт 13,6
Максимальная объемная глинистость по керну, %
M-II 40 Ю-П 35,77
Ю-0+Ю-1 (русл.) 35,4 Ю-Шкарб 7.6
Ю-0+Ю-1 (нерусл.) 40,8 Ю-Штер 30,0
PR-PZ (фундамент) 7,5
Для выделения коллекторов, кроме анализа керна и показаний используемых методов (НГК, ГК, БК, МБК, ГГК-П, МЗ, АК и ДС), применялся способ граничных значений пористости. Определения границ и мощностей пластов осуществлялась по принципу "полумаксимума" на кривых методов НГК, АК, БК и т.д. и на точках экстремума на данных КС, ГК.
На Рисунке 3, а-г представлены кумулятивные кривые распределения пористости для пластов коллекторов и неколлекторов по данным испытания скважин по каждому из горизонтов.
а) по горизонту М-П
б) по горизонтам Ю-0, Ю-!
в) по горизонту Ю-Ша (карбонатный) г) по горизонту PR-PZ (фундамент)
Рисунок 3 - Определение граничного значения пористости по данным испытания скважин
Для обоснования граничного значения все пласты по прямым и качественным геофизическим признакам были распределены на коллекторы и неколлекторы, построены кривые распределения пористости. Таким образом, к коллекторам относились пласты с Кп > Кпгр [6].
Глинистость оценивалась по кривым ГК и ПС. При определении глинистости по ГК использовался по двойной разностный параметр, с использованием зависимости Ларионова В.В:
Кгл по ГК = 0.333x(2л(2xZ)-1) (1),
где: Z = (ГК - ГКмин)/(ГКмакс - ГКмин); Z - двойной разностный параметр по ГК;
ГК - текущее значение интенсивности гамма-излучения;
ГКмин - значение интенсивности гамма-излучения в неглинистых породах;
ГК макс - значение интенсивности гамма-излучения в глинах.
При определении глинистости по ПС использовалось линейное уравнение
(2):
КглПС = (ПС- ПСмин)/(ПСмакс -ПСмин) (2)
где: ПС - текущее значение потенциала самопроизвольной поляризации; ПСмин - значение потенциала самопроизвольной поляризации в неглинистых породах;
ПСмакс - значение потенциала самопроизвольной поляризации в глинах.
При расчете глинистости по скважинам использовалась связь с тем геофизическими параметрами, которая наиболее отображала литологию.
Для расчета пористости использовались кривые ГГК-п, W(ННК) и АК. Предварительно кривые проходили нормализацию. Пористость в скважине рассчитывалась и принималась по тому методу пористости, который наиболее достоверно отображал литологию разреза, а также исходя из качества кривой. Подтверждением правильности расчетов пористости является совпадение расчетных пористостей по этим методам с коэффициентами пористости, полученными по анализам керна.
Определение пористости по плотностному каротажу осуществлялось по уравнению:
Кп_ггк = (аск - адл)/(аск - Ож) - Кгл (аск - Огл)/(Оск - Ож), (3)
где: Оск=2,65 г/см3 - плотность скелета породы, Ож= 1 г/см3 - плотность флюида, Опл - текущее значение кривой.
Пористость по АК рассчитывалась по уравнению среднего времени с поправкой за глинистость:
Кп_ак=(АТ-АТск)/(АТж-АТск)-Кгл*(АТгл-АТск)/(АТж-АТск), (4) где: АТ - текущее значение интервального времени; АТск - время пробега в скелете (принято равным 170 мкс/м); АТж - время пробега в жидкости (принято 600 мкс/м); АТгл - время пробега на глинах.
Достоверность расчета пористости проверялась сопоставлением расчетных и керновых данных, в том числе отобранных и по новым скважинам (Рисунок 4 (а-г)). Сопоставление выполнялось по каждому горизонту в отдельности поточечным и попластовым методами. Анализ рисунков показывает хорошую сходимость коэффициента пористости, определенных по керну и на основе ГИС-данных.
м-и
• 1 1
• < К.** |М н 1?*
• • ••Л, ."Я щ
• Адц • 1ыЛ К! *
• г. и
0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35
Кп керн
» поточечн • попласт
ю-о
0.5
0.45
0.4
0.35
0.3
| 0.25 х
0.2
▲
А А, * •
А "Ж «, ИГ". к
* %
• 7^4 •1 Я А
▲ ▲
0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 Кп керн
» поточечн • попласт А 290 294
а) по горизонту М-11
б) по горизонту Ю-0
0.35 0.3 0.25 0.2 С 0.15 0.1 0.05 Ю- На
•
• / 1 •
У7* ■
1 л ш •
0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 Кп керн • поточечн »попласт
в) по горизонту Ю-Ша г) по горизонту Ю-Ш
Рисунок 4 - Сопоставление коэффициентов пористости Кп, определенных по керну и ГИС-
данным
Коэффициент нефтенасыщенности определялся по методу удельного электрического сопротивления с использованием петрофизических связей, обоснованных на керне месторождения.
Коэффициент водонасыщенности (Кв) по данным ГИС был определен по уравнению Арчи:
Кв = (а*Кв/КптКп)1/п, (5)
где: Яв - УЭС пластовой воды (принят равным для продуктивных залежей мела, юры и палеозоя);
Кп - коэффициент пористости, оцененный по ГИС;
Яп - истинное УЭС пласта в непромытой зоне по БК, ИК;
m - экспонента цементации, равная 1,74 и 1,927 (для мела и юры,
соответственно);
п - экспонента насыщения, равная 1,964 и 1,971 (для мела и юры соответственно).
Для расчета Кв в карбонатном горизонте Ю-Ша, по описанию керна и шлама, где присутствовали чистые известняки и доломиты, параметр пористости и параметр насыщенности были приняты равным 2. Если горизонт состоял из песчаников или алевролитов с известняками, то экспонента цементации т принималась равной юрским отложениям.
Петрофизические зависимости для палеозойских отложений были взяты по литературным данным, где Рп=1/Кп2 и Рн=1/Кв2.
Таким образом, средние значения Кнг по горизонтам изменяются в основном от 0,46 до 0,85 д.ед.
В заключении отметим, что в данной работе выполнен большой объем работ по сбору, систематизации и анализу геолого-геофизической информации, который указывает на то, что Южно-Торгайский бассейн характеризуется благоприятными тектоническими, литофациальными и геохимическими условиями для образования, миграции и аккумуляции углеводородов со следующими наиболее благоприятными геолого-структурными условиями региона:
- развитие разновеликих блоков фундамента, с которыми связаны брахиантиклинальные складки разнообразного происхождения, являющиеся основными ловушками для нефти и газа;
- наличие в разрезе юрских и нижнемеловых отложений коллекторов и покрышек, распространение которых тесно связано с особенностями
палеотектонической и палеогеографической эволюции Южно-Торгайской впадины;
- формирование отдельных изолированных грабен-синклиналей, обусловленных активизацией долгоживущих разломов, которые могут рассматриваться автономными очагами нефтегазообразования;
- стратиграфическое выклинивание и фациальное замещение юрских отложений по площади, возникшее в результате развития приподнятых блоков фундамента и крупных валообразных поднятий, разделявших грабен-синклинали, на юрском этапе. Это привело к образованию соответствующих типов ловушек, которые на данной стадии изученности региона представляют собой стратегический резерв поисков [7].
Несмотря на недостатки отдельных методов, вызванных техническими возможностями аппаратуры или геологическими особенностями вскрытого разреза, подготовкой скважины к исследованиям, проводимый комплекс ГИС позволяет выполнить стратиграфическое расчленение, корреляцию разрезов скважин, в подавляющем большинстве случаев однозначно выделять коллекторы, определять характер насыщения, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности. Ошибки при выделении коллекторов и определении характера насыщения связаны с присутствием в разрезе углей, горючих сланцев, характеристика которых по ГИС часто соответствует продуктивным коллекторам. В этих случаях рекомендуется использование результатов геолого-технологических исследований, а именно, описание и анализ шлама и газовый каротаж.
Метод фотоэлектрического каротажа получил широкое распространение в терригенных отложениях и оказался методом, который является неплохим литологическим индикатором на месторождении Акшабулак Центральный. Значения для терригенных отложений изменяются в довольно узком диапазоне (2-4 барн/электрон). На Рисунке 2, г терригенные отложения выделены красным кружком. Метод подходит для использования на качественном уровне.
Полученные граничные пористости Кп по опробованию близки по значению определенным по керну, поэтому качество количественных параметров по Кп, определенных на основе интерпретации ГИС-данных, сравнивались со значениями по керну.
Библиографический список:
1. Чиндаулова Г.К., Умирова Г.К., Ряхимов Р.Р. Методика создания единой схемы интерпретации данных ГИС для 19-24 горизонтов месторождения Узень. Материалы Международной научно-практической конференции «Состояние и перспективы эксплуатации зрелых месторождений»,. г.Актау 16-17 мая 2019 г.
2. Закиров И.С. Уточнение модели пласта по фактическим данным разработки месторождения. //Геология нефти и газа. 1997. №11.
3. Муратова С. К., Ахметжанов А. Ж., Ли Л. В. И др. Закономерности размещения нефтегазоносносных площадей Южно-Торгайской нефтегазоносной области. International scientific and practical conference "World science". № 4(4), Vol.1, December 2015.
4. Сымгалиев А.Д., Абуев Р.Б., Мухтанов Б.М. и др. Отчет «Пересчет запасов нефти и растворенного газа месторождения Акшабулак Центральный Кызылординской области Республики Казахстан (по состоянию на 02.01.2015г.)». Актау, 2015 г.
5. Литфуллина Т.П., Силагина Т.В. Особенности коллекторских свойств продуктивных отложений башкирского яруса Оренбургской части Предуральского краевого прогиба // Нефтепромысловое дело (научно-технический журнал). № 12. 2010. С. 25-28.
6. Литфуллина Т.П., Силагина Т.В. Особенности коллекторских свойств продуктивных отложений Акобинского месторождения // Материалы научно-технической конференции, посвящ. 100-летнему юбилею М.В. Мальцева, Башкортостан, г.Октябрьский: Башнефть, 2010. С. 21-23.
7. Жолтаев Г.Ж., Парагульгов Т.Х. Геология нефтегазоносных областей Казахстана (геология и нефтегазоносность Южно-Тогайской впадины) Учебное пособие. Алматы, ИИА «Айкос», 1998.
