CC BY
16
УДК 550.8.056
doi: 10.55959/MSU0579-9406-4-2023-63-2-128-138
ОЦЕНКА ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕННОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПО КАРОТАЖУ В УСЛОВИЯХ НИЗКОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ И ФАЦИАЛЬНОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ
Алёна Дмитриевна Егорова1^, Татьяна Геннадьевна Исакова2,
Лейла Кифах Бата3, Алексей Юрьевич Гоев4, Олег Владимирович Хотылев5,
Валерия Вадимовна Чуркина6, Юлия Александровна Коточкова7,
Татьяна Федоровна Дьяконова8, Сергей Викторович Козаков9,
Наталья Владимировна Кожевникова10, Наталья Юрьевна Москаленко11,
Николай Валерьевич Белов12, Алексей Сергеевич Мозговой13,
Георгий Александрович Калмыков14
1 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия; a.nosikova@oilmsu.ruH, https://orcid.org/0000-0002-0652-1195
2 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия; t.isakova@oilmsu.ru
3 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия; leilabata@gmail.com, https://orcid.org/0000-0002-8818-8962
4 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия; alex.goev@gmail.com, https://orcid.org/0000-0003-1734-6182
5 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия; hot63@mail.ru
6 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия; valeriia_churkina@rambler.ru, https://orcid.org/0000-0001-7466-1598
7 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия; kotjulik@gmail.com, https://orcid.org/0000-0002-5004-4832
8 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия; dyakonovatf@yandex.ru
9 Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермьНИПИнефть» в г. Перми, Пермь, Россия; Sergey.Kozakov@lukoil.com
10 Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермьНИПИнефть» в г.Перми, Пермь, Россия; Natalya.Kozhevnikova@lukoil.com
11 Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени, Тюмень, Россия; Natalya.Yu.Moskalenko@lukoil.com
12 ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», Когалым, Россия; nikolay.Belov2@lukoil.com
13 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия; a.mozgovoy@oilmsu.ru, https://orcid.org/0000-0002-8595-3446
14 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия; g.kalmykov@oilmsu.ru, https://orcid.org/0000-0001-8274-3622
Аннотация. Несмотря на то, что история изучения геологии ачимовской толщи насчитывает несколько десятков лет, объем выработки запасов этих отложений мал, а число лицензионных объектов, на которых ачимовские пласты введены в промышленную разработку, составляет единицы. Это связано со сложным геологическим строением пластов, вертикальной и латеральной неоднородностью, пониженными фильтра-ционно-емкостными свойствами (ФЕС), низким и значениями коэффициента нефтенасыщенности.
В представленной работе сделано обобщение и анализ всей петрофизической информации, типизация разрезов по ГИС с возможностью применения индивидуальных петрофизических зависимостей для оценки характера насыщения коллекторов и коэффициента нефтегазонасыщенности. Для создания петрофизиче-ского обоснования интерпретации ГИС привлечены как исторические данные изучения керна, так и исследования, выполненные в рамках настоящей работы авторами статьи.
Типизация разрезов ачимовской толщи проводилась на основании детального литологического изучения керна с использованием специальных исследований, таких как растровая электронная микроскопия и компьютерная микротомография.
Выделение разных типов разреза, позволит в будущем скорректировать дальнейшую гидродинамическую модель для прогноза характера притока и значительно повысит достоверность оценки характера насыщенности и коэффициента нефтегазонасыщенности неоднородных отложений ачимовской толщи.
Ключевые слова: Западно-Сибирский бассейн; ачимовская толща; фациальный анализ; петрофизическая модель; геофизические исследования скважин
Для цитирования: Егорова А.Д., Исакова Т.Г., Бата Л.К., Гоев А.Ю., Хотылев О.В., Чуркина В.В., Коточкова Ю.А., Дьяконова Т.Ф., Козаков С.В., Кожевникова Н.В., Москаленко Н.Ю., Белов Н.В., Мозговой А.С., Калмыков Г.А. Оценка характера насыщенности коллекторов ачимовских отложений по каротажу в условиях низкой проницаемости и фациальной неоднородности // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4. Геология. 2023. № 2. С. 128-138.
EVALUATION OF THE NATURE OF SATURATION OF THE RESERVOIRS OF THE ACHIMOV FORMATION BY WELL-LOGGING IN CONDITIONS OF LOW PERMEABILITY AND FACIES HETEROGENEITY
Alena D. Egorova1S, Tatiana G. Isakova2, Leyla Kifakh Bata3, Alexey Yu. Goev4, Oleg V. Khotylev5, Valeriya V. Churkina6, Juliya A. Kotochkova7, Tatiana F. Dyakonova8, Sergey V. Kozakov9, Natalia V. Kozhevnikova 0, Natalia Yu. Moskalenko11, Nicolay V. Belov12, Alexey S. Mozgovoy13, Georgy A. Kalmykov14
1 Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russia; a.nosikova@oilmsu.ruH
2 Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russia; t.isakova@oilmsu.ru
3 Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russia; leilabata@gmail.com
4 Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russia; alex.goev@gmail.com
5 Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russia; hot63@mail.ru
6 Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russia; valeriia_churkina@rambler.ru
7 Lomonosov Moscow State University, Russia; kotjulik@gmail.com
8 Lomonosov Moscow State University, Russia; dyakonovatf@yandex.ru
9 Branch of «LUKOIL-Engineering» «PermNIPIneft» in Perm, Perm, Russia; Sergey.Kozakov@lukoil.com
10 Branch of «LUKOIL-Engineering» «PermNIPIneft» in Perm, Perm, Russia; Natalya.Kozhevnikova@lukoil.com
11 Branch of «LUKOIL-Engineering» «KogalymNIPIneft» in Tyumen, Tyumen, Russia; Natalya.Yu.Moskalenko@lukoil.com
12 LLC «Lukoil-West Siberia», Kogalym, Russia; nikolay.Belov2@lukoil.com
13 Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russia; a.mozgovoy@oilmsu.ru
14 Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russia; g.kalmykov@oilmsu.ru
Abstract. Despite the fact that the history of studying the geology of the achimov formation spans several decades, the volume of depletion of the reserves of these deposits is small, and the number of fields where the achimov formations have been put into commercial development is few. This is due to the complex geological structure of the reservoirs, vertical and lateral heterogeneity, reduced porosity and permeability properties, and low values of the oil saturation factor.
In the presented work, a generalization and analysis of all petrophysical information was made, typification of sections according to well logging with the possibility of using individual petrophysical function to assess the nature of reservoir saturation and the hydrocarbon saturation index. To create a petrophysical substantiation of well logging interpretation, both historical and current core studies in the framework of this study by the authors of the article were involved.
The typification of the sections of the achimov formation was carried out on the basis of a detailed lithological study of the core using special studies such as scanning electron microscopy and computed microtomography.
Identification of different types of section will allow in the future to correct the further hydrodynamic model for predicting the nature of the inflow and will significantly increase the reliability of assessing the nature of saturation and the hydrocarbon saturation index of heterogeneous deposits of the achimov formation.
Keywords: West Siberian basin; achimov formation; facies analysis; petrophysical model; well log data
For citation: Egorova A.D., Isakova T.G., Bata L.K., Goev A.Yu., Khotylev O.V., Churkina V.V., Kotochkova J.A., Dyakonova T.F., Kozakov S.V., Kozhevnikova N.V., Moskalenko N.Yu., Belov N.V., Mozgovoy A.S., Kalmykov G.A. Evaluation of the nature of saturation of the reservoirs of the achimov formation by well-logging in conditions of low permeability and facies heterogeneity. Moscow University Geol. Bull. 2023; 2: 128-138. (In Russ.).
Введение. На примере трех месторождений Западной Сибири, объединенных в «Группу Ко-чевских месторождений», показана возможность сокращения высокой степени неопределенности оценки характера насыщенности по ГИС в условиях низкой проницаемости и высокой неоднородности пород при дифференциации ачимовских отложений по типам разрезов.
История изучения геологии ачимовской толщи насчитывает около 40 лет, большой вклад внесли А.Л. Наумов [Наумов, 1977], И.И. Нестеров [Нестеров, 1992], Б.А. Онищенко [Онищенко, 1994], Б.С. Данков [Данков, 1995, 1996], В.А. Фомичев [Фо-мичев и др., 1998] и др. Однако, объем выработки запасов нефти этих отложений не достигает даже 10%, а число лицензионных объектов, на которых
ачимовские пласты введены в промышленную разработку, составляет единицы. Это связано со сложным геологическим строением пластов, вертикальной и латеральной неоднородностью, пониженными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), сложностью оценки характера насыщенности коллекторов, низкими значениями коэффициента не-фтенасыщенности [Жарков, 2016].
В берриасе-валанжине нижнего мела на территории Западной Сибири произошло оживление тектонических движений, особенно на территории Палеоалтая, Палеоенисейского кряжа на Сибирской платформе [Казаринов, 1958; Конторович и др., 1971, 1971а]. Это привело к резкому усилению процессов выветривания на континенте, и в конце берриаса — начале валанжина некомпенсированный режим
Рис. 1. Схема условий осадконакопления ачимовской толщи с выделением типов разрезов по группе Кочевских месторождений
(по [Жарков, 2016], с изменениями)
осадконакопления сменился лавинной седиментацией. Наличие глубоководного морского бассейна и высоких темпов поступления терригенного материала привело к формированию в раннемеловое время на территории Западной Сибири клинофор-менной толщи, которая отчетливо фиксируется на сейсмических профилях наклонными отражающими границами. Процесс накопления этих клиноформ завершился к нижнеаптскому времени нижнего мела.
Клиноформенная модель — одна из самых сложных моделей осадконакопления для детального площадного и вертикального изучения (и расчленения) с целью восстановления исходного состояния условий осадконакопления из-за непрерывного разновременного наложения осадков разных частей конусов выноса, перемещающихся по площади вслед за движением береговой и склоновой границ. Отложения ачимовской толщи относятся к данной модели осадкообразования. Один и тот же процесс четко направленной транспортировки материала по каналу стока с последующим растеканием и осаждением этого материала в подножии берегового склона способствовал формированию разных типов разреза, соответствующих различным частям конусов выноса по площади распространения.
Породы, слагающие разные типы разрезов, имеют очень близкий минералогический состав. Отличаются отложения только толщинами слоев и частотой их чередования в разрезе, по латерали плавно и постепенно переходят от песчаных осадков в канале стока к более глинистым в периферии.
Требуется отметить, что соотнесение типов разреза с его принадлежностью к определенной части конуса выноса — очень сложная задача, зачастую нерешаемая только с использованием керна и ГИС,
так как в разрезах наблюдается наложение разновозрастных последовательностей, относящихся к разным частям конусов выноса. Только комплек-сирование данных ГИС и керновых исследований с результатами детальных сейсморазведочных работ высокого качества позволяет корректно решать проблему дифференциации ачимовской толщи по фациальным условиям.
Ачимовские отложения имеют субмеридиональное простирание, параллельно бровке шельфа морского бассейна. Осадочный материал шельфа перемещался вниз по склону гравитационными потоками до подножия склона. Отсутствие в керне грубообломочных пород свидетельствует о значительной удаленности источника сноса. Чередование песчаного и глинистого материала в разрезе каждого типа говорит о колебаниях уровня моря.
Коллекторы глубоководных отложений связаны главным образом с подводными конусами выноса и их каналами (рис. 1). Наилучшие ФЕС связаны с подводящими каналами и проксимальными частями конусов выноса [Брехунцов и др., 2003; Шестакова и др., 2020].
Отложения подводных каналов и русел образуются в результате гравитационного сноса материала по склону и представлены крупным песчаным материалом. Отложения конусов выноса сложены частым переслаиванием глин и песчаников. Проксимальная часть представлена глинисто-песчаными породами с редкими и тонкими прослоями глин. Дистальная часть характеризуется более глинистым составом.
В процессе формирования осадочных толщ происходили эвстатические колебания уровня моря. При понижении уровня моря в процессе цикла осадконакопления происходило смещение новых
седиментационных линз относительно ранее отложенных. В результате линзы располагаются кулисо-образно и выравнивают рельеф за счет смещения в центральные части бассейна турбидитных течений [Атлас..., 2007].
Принципиальные модели строения ачимовских отложений (фациальный состав) описаны в работах ведущих исследователей Западной Сибири [Алексеев, 2014; Нежданов и др., 2000]. Используя принципиальную модель, авторы уточнили ее для группы Кочевских месторождений на основании результатов литолого-седиментологических исследований.
В интервале ачимовских пластов от Ач2 до Ач9 по данным керна и геолого-геофизической характеристики определены пять типов разрезов, которые характеризуют литологические неоднородности ачи-мовской толщи и позволяют давать прогноз свойств коллекторов (табл. 1).
Таблица 1
Типы разрезов ачимовской толщи группы Кочевских месторождений
К первому типу разреза относится ассоциация фаций шельфового склона, включающая породы подводного канала. Отложения характеризуются высокой песчанистостью (рис. 2, тип 1).
В шлифах отложения подводного канала представлены песчаниками, полимиктовыми, аркозовы-ми, с массивной текстурой, угловато-окатанными зернами (рис. 2, тип 1). Пористость варьируется от 1% (в песчаниках с вторичным карбонатным цементом) до 15% (в песчаниках с вторичным ка-олинитовым цементом). Песчаники первого типа разреза по результатам компьютерной томографии отличаются наличием многочисленных сообщающихся межзерновых пор и каналов (рис. 2, тип 1). Доля пустот варьирует в пределах 4-11%, Радиус пор/каналов меняется от 7 до 90 мкм, преобладающий радиус — 50-70 мкм.
Ко второму типу разреза относятся породы проксимальной части конуса выноса и характеризуются мелкозернистостью песчаников, высоким содержанием алевритовой примеси, слабой карбо-натностью. Характерны четкие границы между лито-
логическими разностями. Текстуры массивные, полого-наклонные, имеют тонкую слойчатость, тонкое линзовидно-полосчатое чередование (рис. 2, тип 2). Присутствуют редкие интракласты глинистых пород и в незначительном количестве углефицированный растительный детрит (УРД).
Отмечаются отдельные прослои песчаников, которые по результатам компьютерной томографии характеризуются повышенным содержанием глин (гидрослюд), что снижает пористость породы до 3-5%. Радиус пор/каналов меняется от 7 до 95 мкм, преобладающий радиус — 15-25 мкм.
Третий и четвертый типы разреза выделяются в дистальной части конуса выноса и сложены алевролитами, в разной степени глинистыми, с прослоями тонко-мелкозернистых песчаников; аргиллитами алевритистыми и переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с преобладанием глинистой составляющей. Наличие ритмичного чередования аргиллита (темноокрашенные слойки) и крупнозернистого алевролита (светлоокрашенные слойки) толщиной от 1 до 10 мм с слоистыми текстурами внутри алевролита свидетельствует о дистальных низкоплотностных потоках (рис. 2, типы 3 и 4). В краевых частях конусов выноса увеличивается глинистая составляющая, отложения становятся более тонкозернистыми и улучшается сортировка материала, проявляется тонкая слоистость пород. Граница между типами весьма условная, постепенная, породы отличаются разным соотношением алевро-песчаных прослоев к глинистым.
По результатам компьютерной томографии отложения характеризуются повышенным содержанием глин (гидрослюд) и алевритового материала. Поры в таких образцах чаще всего изолированные, каналы практически отсутствуют. Пористость не более 0,6%, радиус пор меняется от 7 до 35 мкм, преобладающий размер — 10-17 мкм.
Пятый тип разреза сформирован глинами и алевролитами фонового осаждения и сложен преимущественно темно-серыми тонкослоистыми аргиллитами, в разной степени алевритистыми, с единичными тонкими прослоями песчаников тонкозернистых, с горизонтально-слоистой текстурой (рис. 2, тип 5).
С учетом дифференциации образцов керна по типам разреза был проведен анализ петрофизиче-ских параметров, их граничных значений, петро-физических зависимостей. Изучение кернового материала показывает отсутствие существенных различий в петрофизических зависимостях рассмотренных типов разрезов ачимовских отложений, но при этом отмечается ухудшение ФЕС при удалении от источника сноса с усилением наложения вторичных процессов.
Близость ФЕС снижает достоверность и дифференциацию характера насыщенности по данным геофизических исследований скважин (ГИС). Этап оценки характера насыщенности коллекторов —
Фации Породы Тип разреза
Подводный канал Песчаники, редко алевролиты, участками глинистые, карбонатные 1
Проксимальная часть конуса выноса Песчаники, алевролиты, слабая карбонатность 2
Дистальная часть конуса выноса Переслаивание глин и алевролитов, редко с песчаниками 3
Преобладание глин, чередование с алевролитами, микропереслаивание разностей 4
Глубоководный шельф Глины с тонкими и редкими прослоями алевролитов 5
= V - &
Н 2
Фации
4 IК (мкР/ч) 12
аПС 1
гис
Литологическая колонка
Шлиф
Микротомография
Подводный канал
чЧЧ
\
ч\Х
/
тр лг/н« 1;; И.Т.1МИ I капа и н ¡>| мгмлгр! х:< ' I -г «г>-5П1грчо»00 <-»■ 10)0«« пр5(-ртсг>0
Поры снмхмнм м ншочис. |:_'ННК1 VIII канишми. 11рсоблаца(ощт1й радиус пор - 40-70 мкч, радиус капалоо - 10-30 мкч АСЫ ишрамсф свяишноиги) - 0.1
Проксимальная часть конуса выноса
Дметальная часть конуса выноса
ж.-чгка м.-гк-гоЕкмс|)нхс1Ткй оолоиэлпноО.
II СЭ11М11Ч1МьМИ MCAJ.4i.iyi! 110|Л.НН 1 |
/ ^
я» иг» и» л:4» «я:
АПфамшк* г»*»)!-
•МП-
Пори преимущественно шоинровшшыс, свяыиш единичными
порокыми Ю1Н11.111411.
11рслбладаюпщи радиус пор - 10-30 мкм, радиус капалоп - 5-30 мкм. АСК (ннрдисгр свямнносиО - 0,05
■ь
V * .
ш . V
У".\Г11р''"11;11Г* 1;
4Й.О |||н*Г1 Л|.?|| "Г..1Ц 1Г.Л|| <и.-ц1 1111. IIII
гоифепор.мк*
Поры изолированные. норовые каналы не прослеживаются. Средний радиус мор - 10-22 мкм. АСК (параметр связанности) 0
Глубоководный шельф
«)гг.тло1 ис.-а»-"- .чиуйэмиа
|:А
А
I-.-у. »я- »¿а 4сит» ч;■;»! :«>|
Рцииуг ту. мим
Редкие м мхтронаннме поры, поронме каналы не прослсжиоаюгся. Ср^чний радиус нор 8-10 «км. ЛСМ (параметр сгипаппости) - О
Породы
Песчаники
Алевролиты
Текстура
Глины
Горизонтальная параллельная
г: Вошшстая
Рис. 2. Характеристика типов разреза
Лиизовидиая ^
Косослоистая г* п одпоиаираллеипая ^ ииол:
гзневая
ю о
ю £
является большой проблемой при интерпретации ГИС и определении уровней водонефтяного контакта (ВНК), особенно при слабой обоснованности принципиальной геологической модели.
Для решения задач оценки характера насыщенности и определения коэффициента нефтенасы-щенности коллекторов по геофизическим исследованиям скважин была сделана дифференциация ачимовских отложений по типам разрезов и установлены характерные признаки и критерии.
Типы разрезов по ГИС были дифференцированы по принципу «геометризации»: по разным соотношениям толщин песчаников и алевролитов между прослоями глин глубоководного шельфа. Для выделения типов разреза по близким характеристикам показаний методов стандартного комплекса ГИС был установлен следующий набор критериев (рис. 3):
- песчанистость (Нэф/Нобщ) — отношение суммарной толщины коллекторов в ачимовской толще (Нэф) к ее общей мощности (Нобщ);
- средняя толщина коллектора (Нэф.ср) — средняя мощность коллектора в ачимовской толще;
- относительная амплитуда метода собственных потенциалов (СП) — асп;
- комплексный параметр — разница значений асп — Д1у (Д1у — двойной разностный параметр гамма-каротажа (ГК).
Отложения относятся к определенному типу разреза при соответствии двух и более критериев граничным значениям, приведенным на рис. 3. Использование комплекса критериев по ГИС позволяет достаточно уверенно выделять типы разрезов — части конуса выноса в скважинах без исследований керна.
На рис. 4 представлена фациальная схема формирования верхней части пласта Ач6 исследуемой территории. Типы разреза были выделены в скважинах с керном и без керна по описанным выше критериям. Для последующего фациального 3Д моделирования необходимо привлекать данные наземных методов сейсморазведки к уже описанным алгоритмам выделения типов разреза в скважинах.
Для выделенных пачек характер насыщенности оценивался дифференцированно путем сопоставления удельного электрического сопротивления УЭС с коэффициентом пористости (Кп) по прослоям с качественными испытаниями и получением притоков нефти, воды и нефти с водой (рис. 5). На графики были нанесены теоретические уравнения УЭС, рассчитанные через значения Кв по результатам экспериментов определения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) на керне ачимовских отложений (табл. 2) — УЭС*, УЭСкр, УЭС**:
- УЭС* — сопротивление, выше которого характер насыщенности «нефть»,
- УЭС** — сопротивление, ниже которого характер насыщенности «вода»;
- УЭСкр — критическое сопротивление для отделения нефти от воды.
Таблица 2
Уравнения УЭС-Кп для оценки характера насыщенности по типам разреза
Параметр Тип 1, 2 Тип 3 Тип 4
УЭСнп, Ом-м 0,3842Кп''3424 0,3842Кпи424 0,3842Кп1,3424
УЭС*, Ом-м 7,2187Кп0'0795 11,464Кп-0,122 23,721Кп-0,439
Диапазон УЭС*, Ом-м 8,8-9,2 7,9-8,2 4,4-7,3
УЭСкр, Ом-м 174,05Кп-1,157 202,34Кп-1,237 256,41Кп-1,364
Диапазон УЭСкр, Ом-м 5,4-8,6 5-8,1 4,3-7,4
УЭС**, Ом-м 861,94Кп-1,777 856,66Кп-1,797 848,42Кп-1,827
УЭСвп, Ом-м 809,55Кп-1,977 809,55Кп-1,977 809,55Кп-1,977
Диапазоны УЭСкр по типам разрезов частично перекрываются в связи с близостью ФЕС: для 1 и 2 типов УЭСкр=5,4-8,6 Ом-м, для 3-го типа УЭСкр=5,0-8,1 Ом-м, для 4 типа УЭСкр=4,3-7,4 Ом-м. Однако величины УЭС* (получение безводного притока нефти) существенно различаются (табл. 2): для 1 и 2 типов УЭС*=8,8-9,2 Ом-м, для 3 типа УЭС*=7,9-8,2 Ом-м, для 4 типа УЭС*=4,4-7,3 Ом-м. Это позволяет однозначно выделять нефтенасы-щенные коллекторы и сузить диапазон неопределенности «нефть+вода» для разных типов разреза ачимовской толщи.
По сравнению с использованным ранее подходом при подсчете запасов (ПЗ), дифференциация палеток УЭС-Кп по типам разреза позволила сократить неоднозначность заключений по ГИС «нефть+вода» с 28,3% до 8,3% от суммарной эффективной толщины, за счет перевода части коллекторов в однозначную категорию «нефть» или «вода», что является большим преимуществом разработанной методики при интерпретации ачимовской толщи (табл. 3).
Для расчета коэффициента начальной нефтена-сыщенности по электрической модели были получены зависимости с дифференциацией образцов керна по типам разрезов: связь параметра пористости с коэффициентом пористости (Рп = Г(Кп)) в пластовых условиях и связь параметра насыщенности с коэффициентом водонасыщенности (Рн = ДКв)).
Для водонасыщенных коллекторов все замеры Рп и Кп на керне описываются единой зависимостью (рис. 6, а): Рп=Кп-1,977.
Зависимости Рн=Г(Кв) (рис. 6, б) получились различными и имеют вид:
для 1+2 типа разреза — Рн=Кв-1,684; для 3-го типа разреза — Рн=Кв-1,528; для 4-го типа разреза — Рн=Кв-1,267. Фактические величины Кн по электрической модели ГИС с дифференциацией по типам разреза согласуются с теоретическими палетками, построенными по керну с учетом граничных значений Кв по ОФП (рис. 7, а-г).
Ранее при ПЗ использовалась единая связь Рн=1,044Кв-1,753 (рис. 6, б). В данной работе урав-
Рис. 3. Диапазоны граничных значений параметров по ГИС для разделения ачимовской толщи на типы разрезов по группе Ко-
чевских месторождений
Рис. 4. Схема условий осадконакопления ачимовской толщи с выделением типов разрезов по группе Кочевских месторождений с
привязанными скважинами (по [Жарков, 2016], с изменениями)
100
а
Результаты испытаний:
• нефть
а нефть+вода
• вода
тип 1, 2
:ю
о
5
6
Результаты испытаний:
• нефть
а нефть+вода
• вода
16 18 Кп, %
16 18 Кп, %
в
100
тип 4
Результаты испытаний:
• нефть а нефть+вода
Рис. 5. Сопоставление УЭС-Кп по испытанным интервалам разреза с дифференциацией по типам разреза ачимовской толщи группы Кочевских месторождений: а) 1, 2 типы; б) 3 тип; в) 4 тип разреза
10 12
16 18 Кп, %
нения Рн-Кв с дифференциацией по типам разреза с показателями степени от 1,267 до 1,684 приводят к закономерному снижению Кн с ухудшением ФЕС пород от 1-го до 4 типа разреза — от отложений каналов к проксимальной и дистальной частям конусов выноса (рис. 8). Дифференциация зависимости Рн = ДКв) по типам разреза позволяет повысить достоверность определения коэффициента нефтенасыщенности (Кн) ачимовских отложений в условиях сложной фациальной неоднородности.
Заключение. Таким образом, ачимов-ская толща — сложный клиноформный осадочный комплекс для геологического и петрофизического анализа. В условиях единой модели осадконакопле-ния — разновременные конусы выноса, наложенные друг на друга — стандартным способом (литотипи-зация, деление на пласты и пр.) из-за близких лито-типов и отсутствия существенных различий ФЕС не удается дифференцировать породы и снизить неоднозначность оценок характера насыщенности коллекторов в разрезе скважин и повысить достоверность определения параметров по ГИС. Но геофизические образы геологических разрезов скважин в зонах развития конусов выноса различаются по своим характеристикам — степени песчанистости, расчлененности и толщинам песчано-глинистых прослоев.
На основе комплексного анализа керна и ГИС в работе выполнена дифференциация ачимовских отложений на пять типов разреза в соответствии с
Таблица 3
Суммарные значения эффективных толщин с различным характером
насыщенности по ГИС (результаты испытаний тестовых скважин группы Кочевских месторождений по сравнению с подсчетом запасов)
Дата работы Толщины, м
нефть нефть+вода вода неясно сумма
ПЗ 446,3 153,6 585 408 1592,9
Авторская модель 444,9 258,6 844 121 1668,5
Доля ПЗ,% 28,0 9,6 36,7 25,6 99,9
Доля авторской модели,% 26,7 15,5 50,6 7,3 100,1
частями конусов выноса, для выделения которых в скважинах без отбора керна разработаны количественные критерии по соотношению толщин алевро-песчаных и глинистых пород и показаний методов СП и ГК.
В результате апробации методики:
- показана возможность деления разрезов скважин на типы в условиях единой модели осад-конакопления с использованием «геометрического» фактора и показаний методов ГИС;
- снижена неопределенность при оценках характера насыщенности коллекторов по данным ГИС с 28,3 до 8,3% от суммарной эффективной толщины, что подтверждено результатами испытаний и сопоставимо с более «простыми» типами отложений;
- повышена достоверность определения коэффициента нефтенасыщенности Кн коллекторов по электрической модели в результате дифференцированных оценок Кн по типам разрезов.
Рис. 6. Зависимость Рп = ДКп) в пластовых условиях (а) и зависимости Рн-Кв (б) по исследованиям керна ачимовских отложений группы Кочевских месторождений с ^ дифференциацией по типам разреза
а
100
90
80
70
60
чО О4"
со" 50
40
30
20
10
0
□
о □ г ¿в 0 о 3
с У К Кв+ +
- Г ад О Г1
□ * п 13 Кв.кр
Кв*
р аз
□ 1 тип - нефть □ 1 тип - вода с 1 тип - нефть+водг Кво
10
12
14
16 18 Кп, %
20
22
в
100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
10
12
14
16 18 КП, %
20
22
24
□ „ одй □
пз
□ ЦЯа
п Кв+ +
1
Кв.кр
э (£?| Кв*
о ¿тип - нефть ° 3 тип - вода о 3 тип - нефть+водг н *во
24
б
100 90 80 70 60
чО ОЧ
- 50 ш ас:
40 30 20 10 0
□ □ 1 п э
□ □ в □ 30 □
в □ Кв+ +
1
□ Кв.кр
ЬтЬг ¿Ш □ ¿мП Кв*
□
□ 1 тип - нефть и 2 тип - вода □ 2 тип - нефть+водг Кво
10
12
14
16 18 Кп, %
20
22
100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 О
10
12
14
16 18 КП, %
24
□
ТТ—1 □
□ Кв* +
1
□ Кв.кр
Кв*
о 4тип - нефть п 4 тип - вода □ 4 тип - нефть+водг 11111 Н кво
20 22 24
Рис. 7. Результаты определения Кв (Кн) по электрической по скважинам группы Кочевских месторождений с дифференциацией
по типам разреза: а — 1 тип; б — 2 тип; в — 3 тип; г — 4 тип
Кн.ср, %
Рис. 8. Изменение Кн по электрической модели ГИС по типам разреза ачимовских отложений группы Кочевских месторождений
Тип разреза
авторская эл. модель ПЗ 2018, 2019
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Алексеев В.П. Атлас субаквальных фаций нижнемеловых отложений Западной Сибири (ХМАО-Югра). Екатеринбург: Изд-во УГГУ 2014. 284 с.
Атлас «Геологическое строение и нефтегазоносность неокомского комплекса Ханты-Мансийского автономного округа — Югры» / Под ред. А.В. Шпильмана, Г.П. Мяс-никовой, Г.И. Плавника. Ханты-Мансийск: ГП «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана», 2007. 191 с.
Брехунцов А.М., Танинская Н.В., Шиманский В.В., Хафизов С.Ф. Литолого-фациальные критерии прогноза коллекторов ачимовских отложений Восточно-Уренгойской зоны // Геология нефти и газа. 2003. № 3. С. 2-10.
Дaнкoв Б.С. К проблемам поиска ловушек нетрадиционного типа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1996. № 10. С. 2-10.
Дaнкoв Б.С. Некоторые проблемы поисков ловушек нетрадиционного типа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1995. № 11-12. С. 2-15.
Жарков А.М. Особенности геологического строения и прогноз распространения залежей углеводородов в ачимовской толще Западной Сибири // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2016. Т. 11. № 4. С. 1-12. URL: https://doi.org/10.17353/2070-5379/51_2016
Казаринов В.П. Формации мезозоя и кайнозоя Западно-Сибирской низменности в связи с поисками нефти и газа // Советская геология. 1958. № 12. С. 57-68.
Конторович А.Э., Берман Е.Л., Богородская Л.И. Геохимия юрских и нижнемеловых отложений ЗападноСибирской низменности. М.: Недра, 1971. 251 с.
Конторович А.Э., Полякова И.Д., Трушков П.А. и др. Геохимия мезозойских отложений нефтегазоносных бас-
сейнов Сибири / Под ред. А.Э. Конторовича. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1971а. 86 с.
Наумов А.Л. К методике реконструкции рельефа дна Западно-Сибирского раннемелового бассейна // Геология и геофизика. 1977. № 10. С. 38-47.
Нежданов А.А., Пономарев В.А., Туренков Н.А., Горбунов С.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. М.: Изд-во Академии горных наук, 2000. 247 с.
Нестеров И.И. Нефтяная геология в XXI веке // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 1992. № 3. С. 7-13.
Онищенко Б.А. Об условиях седиментации пограничных отложений юры и мела в Среднем Приобье // Геология нефти и газа. 1994. № 7. С. 29-31.
Рединг Х. Обстановки осадконакопления и фации. Т. 1. М.: Мир, 1990. 351 с.
Рейнек Г.Э., Сингх И.Б. Обстановки терригенного осадконакопления. М.: Недра, 1981. 439 с.
Фомичев В.А., Боева И.В., Зайчиков Г.М. Условия формирования берриас-ранневаланжинских отложений на севере Западной Сибири // Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. М.: Недра, 1998. С. 173-187.
Шестакова Н.И., Ершов С.В., Карташова А.К. Прогноз распространения коллекторов ачимовской толщи в арктических районах Западно-Сибирского осадочного бассейна на основе сейсмофациального и динамического анализов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2020. Т. 15, № 1. С. 1-31.
Статья поступила в редакцию 13.03.2023, одобрена после рецензирования 22.03.2023, принята к публикации 22.05.2023
