CC BY
25
УДК 553.984 https://doi.org/10.21440/2307-2091-2021-3-68-79
Учет влияния процессов карбонатизации на фильтрационно-емкостные свойства пласта ЮВ1 Бахиловского месторождения при создании модели литологии
Стефан Григорьевич ПАНЯК1* Ирина Владимировна ИВАНОВА2**
1Уральский государственный горный университет, Екатеринбург 2ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень
Аннотация
Актуальность работы. На сегодняшний день оценка запасов залежей углеводородов, принятие решений по проектированию систем разработки, мониторингу разработки, а также процесс сопровождения бурения не обходятся без цифровой геологической модели. Одной из главных задач трехмерного моделирования является моделирование литологической неоднородности резервуара. Модель литологии является основой для дальнейшего распределения таких параметров, как пористость и проницаемость, построения модели насыщения залежи углеводородами.
Цель работы - изучить влияние процессов карбонатизации на фильтрационно-емкостные свойства пород, оценить масштабы развития карбонатизированных пород, учесть карбонатизированные разности при создании объемной литологической модели.
Методы исследования. С целью уточнения особенностей литологической неоднородности продуктивных отложений пласта ЮВ1 выполнен комплексный анализ результатов седиментологических, литолого-минералогических, петрографических исследований керна, шлифов, растровой электронной микроскопии с учетом результатов интерпретации геофизических исследований скважин. Применение фациального и стадиального анализов помогло определить условия и стадийность образования выделяемых типов пород. Использование геолого-статистических разрезов, двумерных и трехмерных построений позволило изучить масштабы развития литологических неоднородностей в разрезе, по площади и в объеме продуктивного пласта. Результаты. Комплексные исследования карбонатизированных разностей в отложениях ЮВ1 васюганской свиты позволили доказать негативное влияние процессов карбонатизации на фильтрационно-емкостные свойства пород и оценить масштабы их развития в разрезе и по площади продуктивного пласта ЮВ1 Бахиловского месторождения. Усовершенствована методика создания трехмерной модели литологии за счет обоснования двухэтапного процесса создания куба литологии, отражающего такие стадии литогенеза, как седиментация и постседиментационные преобразования пород.
Выводы. Учет литологической неоднородности в виде карбонатизированных пород позволил повысить достоверность трехмерной геологической модели, являющейся основой для решения задач бурения и разработки залежи.
Ключевые слова: постседиментационные процессы, карбонатизация, комплексирование данных, фильтрационно-емкостные свойства, коллектор, трехмерное моделирование.
Общая информация о месторождении
Бахиловское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Залежь углеводородов приурочена к пласту ЮВ1, являющемуся одним из основных объектов промышленной разработки в Западной Сибири. Этот пласт представлен отложениями верхней части васюганской свиты келловей-оксфордского возраста. Покрышкой для резервуара ЮВ1 являются плотные битуминозные аргиллиты георгиевской и баженовской свит, являющихся региональными реперами.
В тектоническом плане Бахиловское месторождение приурочено к одноименному мегавалу восточного борта
И panjakst@gmail.com "ivivanova@tnnc.rosneft.ru
Колтогоро-Уренгойского грабен-рифта, формирование которого происходило в триасе и сопровождалось тектоническими подвижками в более позднее время, вплоть до верхнего мела [1]. В пределах Бахиловского мегавала система региональных нарушений представлена двумя линейными зонами кулисообразных сбросо-сдвигов северо-восточного и северо-западного простирания, оперяющих сдвиги фундамента. Амплитуда сбросов по кровле пласта ЮВ1 составляет от 5 до 25 м. Тектонические нарушения прослеживаются от доюрского основания до нижней части верхнемеловых отложений. Выделяется множество малоамплитудных и безамплитудных разрывных
нарушений, имеющих различное направление и сопровождающихся зонами трещиноватости пород.
Залежь пласта ЮВ1 Бахиловского месторождения представляет собой моноклиналь, погружающуюся в северо-западном направлении и осложненную системой террас, которые, в свою очередь, осложнены мелкими куполами, мульдами с разделяющими их седловинами и структурными носами. В пределах залежи, в северо-западном направлении погружения, условно выделяются три террасы - Восточная, Центральная и Западная (рис. 1).
Стратиграфические границы пласта ЮВ1 хорошо прослеживаются по каротажным кривым по всей площади месторождения. Выделение выдержанных границ внутри пласта крайне затруднительно (рис. 2). Тем не менее в разрезе пласта выделяются условно нижняя (пласт ЮВ1/3) и верхняя (пласт ЮВ1/1+2) части, значительно отличающиеся песчанистостью, связанной с изменяющимися условиями седиментации. Песчанистость нижней части в среднем составляет около 0,4, а верхней - всего 0,09.
Толщина пласта ЮВ1 по площади залежи изменяется от 27 до 60 м, отражая изменения палеорельефа на момент осадконакопления с учетом его общего наклона в западном направлении. Эффективные толщины изменяются в пределах от 0 до 38 м.
Согласно результатам седиментологических исследований керна, отложения пласта ЮВ1 на территории месторождения сформировались в субаквальных условиях прибрежного мелководья (дельтовый и авандельтовый комплексы) [2]. Смене фациальных обстановок также значительно способствовало строение палеорельефа. В более приподнятых областях палеорельефа широкое развитие получили отложения прибрежно-континен-тального комплекса, подчиненное положение заняли отложения прибрежно-морского и мелководно-морского комплексов [3]. В погруженных областях палеорельефа господствуют отложения прибрежно-морского и мелководно-морского комплексов. Песчаные тела в разрезе пласта либо расклиниваются глинистыми прослоями, либо сливаются в одно песчаное тело, либо же совсем выпадают из разреза. Они имеют сравнительно небольшую мощность (около 5-20 м) и неоднородное распространение по площади. Продуктивными являются отложения речных русел с влиянием приливов и приливно-отливных каналов, сформировавшихся в пределах врезанных долин. Экранами продуктивных русловых песчаных тел являются глинистые и алеврито-глинистые отложения речной поймы, приливно-отливных отмелей, солоновато-водных маршей и центрального бассейна эстуария, а также дальней
Рисунок 1. Строение структурной кровли пласта ЮВ1 Бахиловского месторождения Figure 1. Structure of the structural top of the YuV1 formation of the Bakhilovsky deposit
] Неколлектор
□
Коллектор
] Карбонаты
угли
Рисунок 2. Схемы корреляции: а - по линии скважин 1-1; б - по линии скважин 2-2 Figure 2. Correlation schemes: a - along the line of wells 1-1; b - along the line of wells 2-2
зоны подводного берегового склона. Песчаные отложения приливно-отливных каналов зачастую с размывом залегают над речными песчаниками [4].
По своему минерально-петрографическому составу порода на 40-45 % состоит из кварца, 35-45 % полевых шпатов, обломков пород на 30-35 % и доли процента слюд. Значительная часть кварцевых зерен несет следы регенерации в виде шипиков, реже - слабо выраженных прерывистых каемок. Полевые шпаты представлены плагиоклазами и калишпатами, в различной степени пелитизироваными, часто со следами выщелачивания с образованием вторичной микропористости. Обломки пород чаще представлены эффузивными и кремнистыми разностями, микрокварцитами и микросланцами. Слюды представлены преимущественно сидеритизиро-ванным и деформированным биотитом. Органические остатки представлены в основном мелким рассеянным углисто-растительным детритом. Поровый цемент породы представлен хорошо раскристаллизованным микрозернистым и тонкочешуйчатым каолинитом (5-7 %), частично заполняющим поры, кварцевым цементом регенерации (1 %), кристаллически-зернистым кальцитом (1-15 %). Пористость представлена тремя видами: межзерновыми порами, межагрегатными микропорами между чешуйками каолинита, вторичными внутризерновыми порами, являющимися результатом частичного, иногда почти полного растворения полевых шпатов. Таким образом, в породах пласта ЮВ1 Бахиловского месторождения развиты такие процессы вторичных преобразований
пород, как выщелачивание полевых шпатов, регенерация кварца, карбонатизация и каолинитизация [5, 6].
Развитие постседиментационных процессов оказало значительное влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород за счет изменения структуры порового пространства. Так, процессы выщелачивания способствовали образованию дополнительного порового пространства, но в освободившемся пространстве впоследствии наложились процессы каолинитизации и карбонатиза-ции, снижающие эффект от процессов выщелачивания. Наличие цемента регенерации привело к сокращению межзернового пространства, увеличению извилистости поровых каналов и смачиваемости пород. Согласно литературным данным, наличие микроструктурной пористости влияет на фазовую и относительную фазовую проницаемость, капиллярное давление, неподвижную водо- и нефтенасыщенность, что в конечном итоге обуславливает углеводородоотдачу пласта [7]. Развитие процессов карбо-натизации привело к сокращению порового пространства.
Влияние процессов карбонатизации на фильтраци-онно-емкостные свойства
Карбонатизированные разности пласта ЮВ1, согласно результатам исследований керна, шлифов, РЭМ, имеют вторичную природу происхождения. Возникновение таких пород могло произойти как на самых ранних стадиях литификации (диагенез или начало катагенеза), когда давление вышележащих пород было недостаточным для того, чтобы спрессовать каркас из аллотигенных породообразующих компонентов [8, 9], так и за счет процессов
а
Рисунок 3. Колонки керна с интервалами выделенных литотипов пород и номерами шлифов скважины № ХХ Figure 3. Core sample columns with intervals of selected rock lithotypes and thin rock section numbers of well no. XX
наложенного эпигенеза [10]. Возможно образование карбонатных разностей в зонах стабилизаций древних водо-нефтяных контактов [11]. Непредставительное количество данных изотопных исследований позволило сделать выводы о генезисе карбонатизированных пород пласта ЮВ1 лишь в локальных точках различных интервалов разреза. Установлено, что встречаются карбонатные составляющие как осажденные из соленой воды в разных окислительно-восстановительных условиях, так и имеющие значительные вторичные изменения, обусловленные влиянием углеводородов.
Изучение влияния процессов карбонатизации на фильтрационно-емкостные свойства пород и масштабов их развития в разрезе пласта ЮВ1 выполнено по скважинам с наличием комплекса керновых, геофизических исследований, а также результатов опробования на приток. Масштаб развития процессов карбонатизации в разрезе отложений хорошо прослеживается в керне верхней части пласта ЮВ1 в скважине № ХХ. На рис. 3 красными буквами обозначены интервалы неколлекторов, голубыми буквами - интервалы развития карбонатизированных пород, желтыми буквами - интервалы песчаника без видимых
I V V Т^ ЯК»
ж л" \ -I
^ч О ^
ухудшений фильтрационно-емкостных свойств. Номерами (№ 1, 2, 3, 4) обозначены интервалы изготовления шлифов с рис. 4. Наиболее сильно вторичным процессам подверглись породы с хорошей пористостью.
Результаты изучения шлифов подтвердили влияние типа цемента на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов [12]. В высокопроницаемом песчанике пористость составляет 20,9 %, а проницаемость 188 мД. В песчанике с поровым карбонатным и каолинитовым цементом пористость снижается соответственно до 11,6 % и 13,5 %, а проницаемость 0,4 мД и 2,3 мД. В песчанике с порово-базальным карбонатным цементом пористость снижена до 1,9 %, проницаемость стремится к нулю (рис. 4).
Подтверждено отрицательное влияние процессов карбонатизации на структуру порового пространства Бахи-ловского месторождения и на основе результатов рентге-носпектрального микрозондового анализа (РЭМ) (рис. 5).
Порода представлена чередованием песчаника средне- и крупнозернистого и алевролита крупно-мелкозернистого с редкими зернами глауконита, с наличием карбонатного и глинистого цемента. Сложена полуугловатыми и угловатыми, реже полуокатанными зернами изометричной,
а
Рисунок 4. Шлифы скважины № ХХ: а - шлиф № 1, песчаник с поровым карбонатным и каолинитовым цементом; б - шлиф № 2, песчаник с порово-базальным! карбонатным цементом; в - шлиф) № 3, песчаник с поровым карбонатным и каолинитовым цементом; г - шлиф № 4, песчаник
Figure 4. Thin rock sections of well no. XX: a - thin rock section no. 1, sandstone with pore carbonate and kaolinite cement; b - thin rock section no. 2, sandstone with porous-basal carbonate cement; c - thin rock section no. 3, sandstone with pore carbonate and kaolinite cement; d - thin rock section no. 4, sandstone
Рисунок 5. Фотография РЭМ, скважина № ХХ, пласт ЮВ1: а - увеличение 90х: 1, 2 - кварц; 3 - плагиоклаз; 4, 6 - кальцит; 5 - органическое вещество; 7 - глауконит; б - увеличение 300х: 1, 2 - кварц; 3 - калиевый полевой шпат; 4, 5 - кальцит; 6 - глауконит Figure 5. SEM photograph, well no. XX, formation YuV1: a - magnification 90x: 1, 2- quartz; 3 - plagioclase; 4, 6 - calcite; 5 - organic matter; 7 - glauconite; b - 300x magnification: 1, 2 - quartz; 3 - potassium feldspar; 4, 5 - calcite; 6 - glauconite
б
25,0 r
R2 = 0,8627
25,0
10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 Карбонатность, %
R2 = 0,8348
0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 Кальцит, %
20,0
S?
n 15,0
I
u
a. 10,0
5,0
♦ ♦
R2 = 0,0743
Рисунок 6. Графики зависимости пористости: а - от
карбонатности; б - от содержания кальцита; в - от содержания доломита
1 1 Figure 6. Graphs of porosity dependence: a - on carbonate
0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 з,оо 3,50 4,oo content; b - on the content of calcite; c - on the content of
Доломит, %
dolomite
б
а
а
в
слабоудлиненной и удлиненной формы. Карбонатный порово-базальный цемент в породе значительно преобладает. Он повсеместно заполняет межзерновое пространство и представлен кристаллическим кальцитом. Глинистый цемент отмечается редко и распределен в породе неравномерно. Имеет преимущественно каолинитовый, редко гидрослюдистый и хлоритовый состав. Встречаются единичные включения органического вещества, пред-
положительно из остатков углефицированного растительного детрита. Межзерновые пустоты открытого типа единичные, изолированные, треугольные и щелевидные по форме, размером до 5 мкм.
Таким образом, увеличение карбонатности от 0,4 до 53,9 % в скважине № ХХ привело к снижению пористости от 20,9 до 1,9 % (рис. 6). Основной вклад внес кальцит. Содержание доломита составляет 0 до 3,8 %.
Рисунок 7. Литолого-геофизический планшет скважины № ХХ с результатами притока жидкости: № 1, 2, 3, 4 - номера шлифов (см. рис. 4)
Figure 7. Lithological-geophysical plane-table map of well no. XX with the results of fluid inflow: no. 1, 2, 3, 4 - thin rock section numbers (see fig. 4)
При опробовании скважины № ХХ с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП) из скважины получен приток жидкости всего 5 м3/сут. Весь интервал отбора керна подвержен процессам карбонатизации в выделенном по ГИС продуктивном интервале. Высокопроницаемыми песчаниками остаются только 70 см из 8 м продуктивного коллектора, которые, по-видимому, и являются продуктивным интервалом (рис. 7).
Таким образом, процессы карбонатизации отрицательно сказались на фильтрационно-емкостных свойствах пород, местами сделав их почти непроницаемыми. Отрицательное влияние процессов карбонатизации на свойства пород отложений пласта ЮВ1 изучено в пределах соседних Вахского и Кошильского месторождений. Здесь в пластах, подверженных карбонатизации, пористость падает с 13,5 до 4,5 % [13].
Оценка масштабов развития процессов карбонатизации Наличие современного комплекса геофизических методов исследования позволило выделить карбонати-
зированные разности в разрезе продуктивного пласта для значительной части скважин. Карбонатизированные разности уверенно фиксируются повышенными показаниями метода ПС, микрозондов, кривых сопротивлений, плотностного каротажа и пониженными показаниями гамма-каротажа. На основе результатов интерпретации ГИС выполнен анализ развития процессов карбонатиза-ции в разрезе и по площади с помощью геолого-статистических разрезов по участкам залежи и карт толщин карбонатизированных пород для различных частей разреза.
Геолого-статистический разрез (ГСР) является инструментом статистического анализа и отражает вероятность встречи определенного типа породы по палео-глубине. Изучение геолого-статистических разрезов для Западного, Центрального и Восточного участков залежи (рис. 8) подтвердило значительное развитие процессов карбонатизации в верхней и подошвенной частях пласта ЮВ1 в пределах всего Бахиловского месторождения.
jj Неколлектор | | Коллектор | | Карбонаты
угли
Рисунок 8. Геолого-статистические разрезы по различным частям залежи: а - Западная; б - Центральная; в - Восточная Figure 8. Geological and statistical sections for different parts of the deposit: a - Western; b - Central; c - Eastern
Рисунок 9. Карты толщин карбонатизированных пород верхней (пласт ЮВ1/1+2) - а и нижней (пласт ЮВ1/3) - б частей разреза Figure 9. Maps of the thicknesses of carbonated rocks of the upper (formation YuV1 / 1 + 2) - a and lower (formation YuV1 / 3) - b parts of the section
Карты толщин карбонатизированных разностей свидетельствуют об их достаточно хаотичном распределении по площади, возможно обусловленном недостаточным комплексом ГИС по части скважин для их выделения и малой мощностью карбонатных прослоев (рис. 9). Суммарные толщины карбонатизированных пород составляют от 0 до 7,5 м в верхней части пласта и от 0 до 8,5 м в нижней части разреза.
Использование элементов геостатистики и двумерных построений подтвердило площадное развитие процессов карбонатизации в отложениях ЮВ1, значительно ухудшающих фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов.
Учет карбонатизации в объемной литологической модели
Геометризация карбонатизированных пород в объеме залежи пласта ЮВ1 выполнена с помощью создания трехмерной модели литологии. Традиционно для отложений васюганской свиты Бахиловского месторождения при трехмерном моделировании применялся упрощенный подход распределения двух основных типов пород -«коллектор» и «неколлектор» [14-18]. К «коллекторам» относились проницаемые литологические типы пород, к «неколлекторам» - непроницаемые разности вне зависимости от их генезиса. Карбонатизированные разности моделировались в составе неколлекторов, объединяясь по генезису с глинистыми отложениями.
В авторской трехмерной модели отражается литоло-гическая неоднородность пласта ЮВ1, представленная карбонатизированными породами, имеющими постсе-диментационную природу происхождения. Такой подход позволил качественнее отразить концептуальную модель пласта, представляющую систему взглядов на условия осадконакопления и объясняющую пространственно-временные взаимоотношения литофациальных
единиц пласта. Наличие карбонатизированных разностей как результата эволюции осадка предопределило создание куба литологии в два этапа. На первом этапе моделировались два обобщенных литотипа - «коллектор» и «неколлектор», отражающие процесс седиментации. Причем карбонатизированные породы вошли в состав кластера «коллектор», определяя свою принадлежность к проницаемым разностям до начала влияния эпигенеза. Такой подход позволил уточнить соответствие концептуальной модели осадконакопления. На втором этапе в объеме «коллекторов» произведено моделирование карбонатизированных разностей и пород, оставшихся проницаемыми после воздействия постседиментацион-ных процессов. Этот шаг позволил уточнить геометрию карбонатизированных пород, а также геометрию пород, являющихся проницаемыми на сегодня. Таким образом, этапность моделирования куба литологии позволила отразить стадийность литогенеза и геометризировать развитие процессов карбонатизации. Разрез результирующего куба литологии представлен на рис. 10.
Выводы
Комплексирование различных видов исследований позволило доказать негативное влияние процессов кар-бонатизации на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пород, оценить масштабы развития кар-бонатизированных разностей в отложениях пласта ЮВ1 Бахиловского месторождения, являющихся результатом постседиментационных процессов. Усовершенствована методика создания трехмерной модели литологии за счет применения этапного подхода, отражающего стадийность литогенеза и позволяющего на первом этапе корректно учесть процессы седиментации, а на втором этапе смоделировать развитие вторичных процессов карбонатизации в отложениях пласта ЮВ1.
J Неколлектор | | Коллектор | | Карбонаты | | угли
Рисунок 10. Геологический разрез куба литологии Figure 10. Geological section of the lithological cube
ЛИТЕРАТУРА
1. Pagli C., Sang-Ho Yun, Ebinger C., Keir D., Hua Wang. Strike-slip tectonics during rift linkage // Geology. 2019. Vol. 47. No. 1. P. 31-34. https://doi.Org/10.1130/G45345.1
2. Детальные палеогеографические построения по верхней юре Бахиловского и Верхнеколик-Еганского лицензионных участков, Востока ХМАО. Тюмень: ТННЦ, 2009. 418 с.
3. Rossi V. V., Kim W., López J. L., Edmonds D., Geleynse N., Olariu C., Steel R. J., Hiatt M., Passalacqua P. Impact of tidal currents on delta-channel deepening, stratigraphic architecture, and sediment bypass beyond the shoreline // Geology. 2016. Vol. 44. No. 11. P. 927-930. https://doi.org/10.1130/G38334.1
4. Jobe Z. R., Howes N. C., Auchter N. C. Comparing submarine and fluvial channel kinematics: Implications for stratigraphic architecture // Geology. 2016. Vol. 44. No. 11. P. 931-934. https://doi.org/10.1130/G38158.1
5. Поднебесных А. В., Кузнецов С. В., Овчинников В. П. Основные типы вторичных изменений пород-коллекторов на территории Западно-Сибирской плиты // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2015. № 2. С. 26-30. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2015-2-26-30
6. Podnebesnykh A. V., Khafizov A. R. Main factors that control the distribution of the basic types of secondary changes of reservoir rocks // Oil and Gas Studies. 2017. No. 5. P. 44-47. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2017-5-44-47
7. Михайлов Н. Н., Моторова К. А., Сечина Л. С. Геологические факторы смачиваемости пород-коллекторов нефти и газа // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2016. № 3. С. 80-90.
8. Страхов Н. М. Основы теории литогенеза. Т. 1. Типы литогенеза и их размещение на поверхности Земли. М.: Изд-во АН СССР, 1960. 212 с.
9. Folk R. L. Petrology of sedimentary Rocks. Austin, Texas, USA: Hemphill Pub Co.,1980. http://hdl.handle.net/2152/22930
10. Япаскурт О. В. Стадиальный анализ минеральных свидетелей динамики процессов формирования и эволюции вещества осадочных пород - перспективное научное направление литологии и нефтегазовой геологии // Георесурсы. 2016. Т. 18. № 1. С. 64-68. https://doi. org/10.18599/grs.18.1.12
11. Сахибгареев Р. С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Л.: Недра, 1989. 260 с.
12. Паняк С. Г., Иванова И. В. Учет процессов карбонатизации при создании трехмерной геологической модели отложений васюганской свиты // Уральская горная школа - регионам: Междунар. науч.-практ. конф. Уральский. Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2019. С. 393-394.
13. Шалдыбин М. В. Геохимические критерии оценки влияния процессов наложенного эпигенеза на фильтрационно-емкостные свойства обломочных пород-коллекторов: автореф. дис. ... канд. геол.-минерал. наук. Томск, 2005. 24 с.
14. Демьянов В. В., Савельева Е. А. Геостатистика: теория и практика. М.: Наука, 2010. 327 с.
15. Красноперова С. А. Применение геологического моделирования при разработке нефтяных месторождений // Управление техносферой: электрон. журнал. 2020. Т. 3. Вып. 4. С. 518-524. URL: f-ing.udsu.ru/technosphere
16. Soleimani M., Shokri B. J. 3D static reservoir modeling by geostatistical techniques used for reservoir characterization and data integration // Environmental Earth Sciences. 2015. Vol. 74. No. 2. P. 1403-1414. https://doi.org/10.1007/s12665-015-4130-3
17. Pyrcz M. J., Sech R. P., Covault J. A., Willis B. J., Sylvester Z., Tao Sun. Stratigraphic rule-based reservoir modeling // Bulletin of Canadian Petroleum Geology. 2015. Vol. 63. No. 4. P. 287-303. https://doi.org/10.2113/gscpgbull.63.4287
18. Doligez B., Le Ravalec M., Bouquet S., Adelinet M. A review of three geostatistical techniques for realistic geological reservoir modeling integrating multi-scale data // Bulletin of Canadian Petroleum Geology. 2015. Vol. 63. No. 4. P. 277-286. https://doi.org/10.2113/gscpgbull.63.4.277
Статья поступила в редакцию 10 марта 2021 года
УДК 553.984
https://doi.org/10.21440/2307-2091-2021-3-68-79
Accounting for the influence of carbonatization processes on the reservoir properties of the YuV1 formation of the Bakhilovsky deposit when creating a lithological model
Stephan Grigor'evich PANYAK1* Irina Vladimirovna IVANOVA2**
1Ural State Mining University, Ekaterinburg, Russia
2LLC "Tyumen Petroleum Research Center", Tyumen, Russia
Abstract
Relevance. Today, the assessment of hydrocarbon deposits, making decisions on the design of development systems, monitoring development, as well as the process of drilling support cannot do without a digital geological model. One of the main tasks of 3D modeling is modeling the lithological heterogeneity of the reservoir. A lithological model is the basis for the further distribution of such parameters as porosity and openness, and the construction of a model of the deposit saturation with hydrocarbons.
The purpose of this work is to study the influence of carbonatization processes on the reservoir properties of rocks, to assess the scale of development of carbonated rocks, to take into account carbonated differences when creating a volumetric lithological model. In order to clarify the features of the lithological heterogeneity of productive deposits of the YuV1 formation, a comprehensive analysis of the results of sedimentological, lithological-mineralogical, petrographic studies of core samples, thin rock sections, raster electron microscopy, taking into account the results of interpretation of geophysical studies of wells, was carried out. The use of facies and stage analyzes helped to determine the conditions and stages of formation of the identified types of rocks. The use of geological and statistical sections, two-dimensional and three-dimensional constructions made it possible to study the scale of the development of lithological inhomogeneities in the section, over the area and in the volume of the productive formation. Results. Comprehensive studies of carbonated varieties in the YuV1 sediments of the Vasyugan suite made it possible to prove the negative impact of carbonatization processes on the reservoir properties of rocks and to assess the extent of their development in the section and over the area of the YuV1 reservoir of the Bakhilovsky deposit. The technique of creating a three-dimensional lithology model has been improved by justifying a two-stage process for creating a lithology cube, reflecting such stages of lithogenesis as sedimentation and post-sedimentary transformations of rocks. Conclusions. Accounting for the lithological heterogeneity in the form of carbonated rocks made it possible to increase the reliability of the three-dimensional geological model, which is the basis for solving the problems of drilling and developing the deposit.
Keywords: post-sedimentary processes, carbonatization, integration of data, reservoir properties, reservoir rock, three-dimensional modeling.
REFERENCES
1. Pagli C., Sang-Ho Yun, Ebinger C., Keir D., Hua Wang. 2019, Strike-slip tectonics during rift linkage. Geology, vol. 47, no. 1, pp. 31-34. https://doi.Org/10.1130/G45345.1
2. Detailed paleogeographic constructions for the Upper Jurassic of the Bakhilovsky and Verkhnekolik-Egansky license areas, East, Khanty-Mansi Autonomous Okrug: contract report. Tyumen, LLC "Tyumen Oil Research Center", 2009, 418 p. (In Russ.)
3. Rossi V. V., Kim W., López J. L., Edmonds D., Geleynse N., Olariu C., Steel R. J., Hiatt M., Passalacqua P. 2016, Impact of tidal currents on delta-channel deepening, stratigraphic architecture, and sediment bypass beyond the shoreline. Geology, vol. 44, no. 11, pp. 927-930. https:// doi.org/10.1130/G38334.1
4. Jobe Z. R., Howes N. C., Auchter N. C. 2016, Comparing submarine and fluvial channel kinematics: Implications for stratigraphic architecture. Geology, vol. 44, no. 11, pp. 931-934. https://doi.org/10.1130/G38158.1
5. Podnebesnykh A. V., Kuznetsov S. V., Ovchinnikov V. P. 2015, The basic types of secondary changes in reservoir rocks in the territory of the West Siberia plate. Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy. Neft' i gaz [Oil and Gas Studies], 2015, no. 2, pp. 26-30. (In Russ.) https://doi. org/10.31660/0445-0108-2015-2-26-30
6. Podnebesnykh A. V., Khafizov A. R. Main factors that control the distribution of the basic types of secondary changes of reservoir rocks. Oil and Gas Studies, no. 5, pp. 44-47. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2017-5-44-47
7. Mikhailov N. N., Motorova K. A., Sechina L. S. 2016, Geological factors of wettability of oil and gas rock reservoirs. Business journal Neftegaz. RU, no. 3, pp. 80-90. (In Russ.)
8. Strakhov N. M. 1960, Fundamentals of the theory of lithogenesis. vol. 1. Types of lithogenesis and their placement on the Earth's surface. Moscow, Publishing house of the Academy of Sciences of the USSR, 212 p. (In Russ.)
И panjakst@gmail.com
**ivivanova@tnnc.rosneft.ru
9. Folk R. L. Petrology of sedimentary Rocks. Austin, Texas, USA: Hemphill Pub Co.,1980. http://hdl.handle.net/2152/22930
10. Yapaskurt O. V. 2016, Stage analysis of minerals that witnessed formation and evolution dynamics of sedimentary rocks - perspective scientific direction of lithology and geology of oil and gas. Georesursy [Geological resources], vol. 18, no. 1, pp. 64-68. (In Russ.) https://doi. org/10.18599/grs.18.1.12
11. Sakhibgareev R. S. 1989, Secondary changes in rock reservoirs in the process of formation and destruction of oil deposits. Nedra, 260 p. (In
12. Panyak S. G., Ivanova I. V. 2019, Accounting for carbonatization processes in the creation of a three-dimensional geological model of the Vasyugan suite sediments. Ural Mining School - to the regions: International scientific-practical conf. Uralsky. Ekaterinburg, UrSMU Publ., pp. 393-394. (In Russ.)
13. Shaldybin M. V. 2005, Geochemical criteria for assessing the effect of superimposed epigenesis processes on the reservoir properties of clastic rock reservoirs: abstract of Ph.D. dis. (geol.-mineral. sciences.), Tomsk, 24 p. (In Russ.)
14. Demyanov V. V., Savelyeva E. A. 2010, Geostatistics: theory and practice. Moscow, Nauka, 327 p. (In Russ.)
15. Krasnoperova S. A. 2020, The application of geological modeling in oil field development. Upravleniye tekhnosferoy: elektron. zhurnal [Management of the technosphere: electronic Journal], vol. 3, no. 4, pp. 518-524. (In Russ.) URL: f-ing.udsu.ru/technosphere
16. Soleimani M., Shokri B. J. 2015, 3D static reservoir modeling by geostatistical techniques used for reservoir characterization and data integration. Environmental Earth Sciences, vol. 74, no. 2, pp. 1403-1414. https://doi.org/10.1007/s12665-015-4130-3
17. Pyrcz M. J., Sech R. P., Covault J. A., Willis B. J., Sylvester Z., Tao Sun. 2015, Stratigraphic rule-based reservoir modeling. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, vol. 63, no. 4, pp. 287-303. https://doi.org/10.2113/gscpgbull.63.4.287
18. Doligez B., Le Ravalec M., Bouquet S., Adelinet M. 2015, A review of three geostatistical techniques for realistic geological reservoir modeling integrating multi-scale data. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, vol. 63, no. 4, pp. 277-286. https://doi.org/10.2113/gscpgbull.63.4.277
The article was received on Marth 10, 2021
