Основы интерпретации данных ГИС для выделения перспективных отложений доманикового типа франско-фаменского возраста

Отложения доманикового типа Волго-Ураль­ского нефтегазоносного бассейна давно привле­кают своим нефтегазоносным потенциалом мно­гие нефтяные компании. Рассматриваемый объект характеризуется сложным строением и до сих пор является предметом изучения, хотя вскрывает­ся многими глубокими скважинами, пробуренными на нижележащие нефтегазоносные горизонты. Кер­новый материал из отложений доманикового типа лишь в последнее время начали целенаправленно отбирать и изучать в полном объеме, поэтому основ­ная геолого-геофизическая информация об объекте заключена в данных выполненного комплекса ГИС (геофизические исследования скважин), методиче­ские приемы комплексной интерпретации которого показаны в представленной работе.

В публикации впервые показаны основы ин­терпретации ГИС для выделения эффективных нефтенасыщенных толщин в отложениях домани­кового типа с учетом выявленных геолого-геофи­зических и геохимических особенностей отложе­ний, определяемых с целью достоверной оценки запасов и ресурсного потенциала отложений.

В работе использованы опубликованные дан­ные геолого-геофизичнских исследований сква­жин Бузулукской впадины, на основании которых построены основные зависимости ГИС (эти сква­жины участвовали в составлении временных мето­дических рекомендаций), а также материалы кер­новых и геофизических исследований скважин ПАО «Газпром нефть» на территории Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна. В рассматриваемых скважинах выполнен расширенный комплекс ГИС, проведены испытания и керновые исследования, включая геохимические.

Исследования проводились отдельно для каж­дого яруса фаменского и франского возраста и да­лее в целом для всего интервала отложений доманикового типа.

Концептуальное строение отложений доманикового типа

Отложения доманикового типа представляют собой кремниево-карбонатные и карбонатно­кремниевые породы со сланцевой текстурой, с прослоями карбонатных брекчий, известняков и вторичных доломитов, с повышенным содержа­нием органического вещества (ОВ). Отложения характеризуются тонким переслаиванием про­пластков кремниевых и карбонатных пород с со­держанием ОВ и углеводородов (УВ) различно­го группового состава. Основной особенностью отложений является повышенное содержание органического вещества [11], наличием битуминозности или смолисто-асфальтеновых веществ (САВ), а также подвижных углеводородов (УВ) — нефти. Битуминозность отложений обусловлена присутствием рассеянного органического веще­ства (ОВ) в матриксе породы и наличием битуминозности в стилолитах, внутри раковин тентакулит, в межкристаллической пустотности, в отдельных прослоях и в прожилках [5].

Областью аккумуляции подвижных УВ являют­ся кремнистые и доломитизированные карбонат­ные пропластки с наличием остатков и фрагмен­тов характерной фауны, водорослей, образующие чередующиеся прослои по 0,2—0,5 м [8]. Пу­стотное пространство в отложениях доманико­вого типа формируется в результате метасома­тических процессов и представлено трещинами, кавернами, межзернистой, межкристаллической пористостью и собственно органической пори­стостью (пористостью керогена). Для отложений доманикового типа, в основном в депрессионной части разреза, характерна «закрытая» система нефтегазонакопления, где основные преобразо­вания происходят за счет перераспределения вещества внутри комплекса в результате физико­химических свойств вещества, т.е. растворение, кристаллизация, уплотнения и других процессов при катагенезе, т.е. без привноса и выноса веще­ства по системе разломов, секущих объект [8].

Таким образом, при выделении эффектив­ных нефтенасыщенных толщин по данным ГИС в доманиковых продуктивных отложениях необ­ходима информация о вещественном и минера­логическом составе пород, вторичных процессах, изменивших матрикс породы и ОВ, представле­ние о генезисе нетрадиционных коллекторов, содержании и типе органического вещества [8] и геохимические данные по групповому составу УВ и их свойствах.

Методические подходы к интерпретации

По данным кернового материала скважин в раз­резе отложений франского и фаменского возрас­та среди плотных карбонатных пород выделяются пропластки, обогащенные органическим веще­ством, которые условно разделяются на нефтемате­ринские породы (НМП) с пористостью до 9% и бо­лее плотные пропластки, пустотное пространство которых заполнено неподвижными углеводорода­ми (САВ). В отложениях доманикового типа так­же прослеживаются спорадически (нерегулярно) развитые коллекторы с пористостью выше 4%, так называемые естественные коллекторы (ЕК), ха­рактеризующиеся свойствами традиционных кол­лекторов.

Как отмечалось выше, характерной особенно­стью изучаемого разреза является высокая слои­стость продуктивной части. По керновым данным в отложениях наблюдаются прослои, которые не превышают толщину 0,2 м. Этот факт значи­тельно усложняет достижение цели создания ме­тодических подходов к интерпретации каротажа, пространственная разрешающая способность ко­торого составляет не менее 0,4 м. Однако, несмот­ря на неоднозначность и недостаточную изучен­ность рассматриваемых отложений, в отложениях доманикового типа франского и фаменского воз­раста удалось выделить эффективную часть раз­реза и рассмотреть возможные методические под­ходы к интерпретации ГИС.

На первом этапе при интерпретации данных ГИС важно разделить породы с повышенным содержа­нием органического вещества (НМП) от вмеща­ющих карбонатов. Для этого по геохимическим определениям нефтематеринские породы были раз­граничены по содержанию органического угле­рода (Сорг) с отсечкой по значению более 1,5%. Необходимо отметить, что замеры органического вещества ТОС (содержание органического углеро­да) получены с помощью пиролиза Rock Eval, далее по тексту — Сорг. При интерпретации ГИС выдели­ли пропластки с граничным значением по урано­вой составляющей спектрального гамма-каротажа (ГК-С), которая имеет корреляционную связь [8] с выделенными прослоями по Сорг более 1,5%. Для расчета содержания органического вещества использовалась зависимость типа «керн — ГИС», которая показывает, как урановая составляющая спектрального гамма-каротажа (ГК-С) связана с Сорг [8]. Полученный коэффициент корреля­ции для этих характеристик составляет 0,56, его невысокое значение указывает на редкий отбор образцов керна на геохимические исследова­ния, который частично охватывает рассматрива­емый интервал и не отражает полного представ­ления о содержании органического вещества в разрезе, а также невысокую разрешающую способность ГИС. При использовании теплофи­зического каротажа на керне [9] для скважин по результатам профилирования теплопроводно­сти получают непрерывный профиль Сорг по все­му разрезу [10], что позволяет получить данные о существенно более тесной связи урановой со­ставляющей по данным ГК-С с величиной Сорг. Так как непрерывный теплофизический каротаж еще не выполнялся в рассматриваемых скважинах, в последующих работах при проведении полного комплекса геолого-геофизических исследований, включая теплофизический, будут использова­ны более точные корреляционные зависимости «керн — ГИС» «Сорг-теплопроводность — ГК».

Так как отложения франского и фаменского ярусов чуть отличаются литологическим составом пород и распределением УВ по разрезу, на на­чальном этапе исследований для выделения кол­лекторов с повышенным содержанием Сорг более 1,5% граничные значения урановой состав­ляющей устанавливались для каждого страти­графического интервала отдельно и составили 5,8% для франского и 5% для фаменского яру­сов. Однако в процессе анализа данных для вы­деления пород с повышенным Сорг граничное значение приняли единым для всего интерва­ла, так как разница в значениях при разделении на стратиграфические интервалы несущественна и логичнее рассматривать весь интервал в це­лом. В итоге граничное значение по урановой составляющей принято в 5,3% в целом для всего франско-фаменского интервала (рис. 1а).

Для выделения вмещающих пород и пород с повышенным Сорг были получены также гранич­ные отсечки по данным акустического каротажа и водородосодержанию. На рисунках 1б и 1в пред­ставлены гистограммы для интервала франскофаменского возраста в целом. Принятая отсечка по данным акустического каротажа, характеризу­ющая возможные зоны разуплотнения, для всего интервала составила 190 мкс/м (рис. 1б).

Принятая отсечка по водородосодержанию, характеризующая пустотное пространство по­роды, для всего интервала с разделением пород с граничным значением по ТОС в 1,5% составила 6,3% (рис. 1 в).

Как отмечалось ранее, породы с повышенным содержанием Сорг (НМП) можно разделить на по­роды с различными насыщающими их углеводо­родами по групповому составу, определяющему их подвижность. Так, нефтематеринские породы (НМП) подразделяются на пропластки с подвижны­ми УВ [4] и битуминозными прослоями с содержа­нием смолисто-асфальтеновых веществ — с непо­движными УВ (САВ), которые из-за длины молекул не способны мигрировать через карбонатные тол­щи. По данным исследований керна и шлифов на­блюдаются прослои, в которых коллекторские свойства занижены или вообще отсутствуют за счет заполнения пустотного пространства смолисто-асфальтеновыми веществами, т.е. неподвижными УВ, и также выделяются прослои с повышенной пористостью. Распределение битуминозности в породах доманикового типа показано на шлифах (рис. 1), где битуминозность развита в межкри­сталлическом пространстве и по стилолитам в интракластовом (обломки водорослевого известня­ка) полибиодетритово-микритовом доломитистом известняке. Также битуминозность наблюдается в межкристаллическом пространстве в известняках (рис. 2а, б). По данным ГИС для данного разделе­ния использовалось граничное значение по боко­вому каротажу — 870 Омм. Отмечаются пропластки с наличием смолисто-асфальтеновых веществ в карбонатных породах, для которых характер­ны очень высокие сопротивления, до 10 000 Омм. Принятое граничное значение обосновывает выде­ление пропластков с САВ в толще породы с повы­шенным содержанием Сорг (НМП).

Для разделения высокопористых обогащенных Сорг пропластков от пропластков, содержащих САВ с низкими коллекторскими свойствами интер­вала франско-фаменского возраста, также получе­но граничное значение сопротивления по боково­му каротажу, которое составляет 870 Омм (рис. 3). Стоит отметить, что данное значение для всего ин­тервала аналогично и для франского яруса, если его рассматривать отдельно без фаменского яруса.

Битуминозные прослои характеризуются отсут­ствием пористости, что косвенно подтверждает их причастность к плотным породам, содержа­щим смолисто-асфальтеновые вещества, которые относятся к неподвижным УВ.

Ранее, при исследовании Оренбургского неф­тегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ), была разработана методика выделения эффектив­ных толщин в битуминозных пермских отложениях (г. Тверь) [2]. В результате битуминозные участки раз­реза и пласты, выявляемые по данным БК и ГК, ис­ключаются из разряда возможных коллекторов неза­висимо от величины пористости. Это связано с тем, что авторы методики рассматривали отложения с наличием только битуминозных пропластков (САВ) с неподвижным флюидом. Хотя в разрезе кроме САВ отмечаются пропластки карбонатных пород с вы­соким содержанием Сорг и наличием подвижных углеводородов (аналогичных породам доманикового типа), в результате интерпретации по методике [2] большая часть коллекторов с органической по­ристостью остается не учтенной, что сильно зани­жает нефтегазоносный потенциал рассматриваемых «сланцевых» отложений.

Нами предлагается рассматривать свойства по­род с учетом группового состава углеводородов, которые рекомендуется разделить по физическим свойствам на подвижные и неподвижные.

Объемная минералогическая модель

В целом, отложения доманикового типа харак­теризуются низкими коллекторскими свойства­ми. Но следует отметить, что наблюдается пре­имущественная обогащенность органическим веществом (Сорг) отдельных литологических раз­ностей пород. Более высокие значения Сорг на­ходятся в поле пород с высокой кремнистостью и повышенной пористостью. Развитие естествен­ных коллекторов с более низким содержанием Сорг характеризуется вторичной доломитизацией (рис. 4) [3][7]. На рисунке 4 данные интервалы вы­делены голубым цветом.

Вероятно, что наличие высоких показаний гам­ма-каротажа связано с присутствием глинистости в этих отложениях, однако отложения доманико­вого типа состоят в основном из карбонатных и кремнистых пород и содержат менее 3—5% глинистого вещества в разрезе. Для удобства использования гамма-каротажа при интерпрета­ции использовался двойной разностный пара­метр (ΔJ_γ). Максимальные значения ГК принима­лись в выдержанных радиоактивных интервалах, а наименьшие показания ГК — против чистых неглинистых карбонатных пород. При сопостав­лении минерального состава с данными ГИС в отложениях доманикового типа наличие пори­стости наблюдается как в кремниевых [12], так и в доломитизированных породах [7]. Анализи­руя вещественный и минералогический состав породы, можно сделать выводы, что пористость в кремниевых и доломитизированных породах доманикового типа является органической [3], однако для более однозначного вывода требуется дополнительное изучение шлифов. Для опреде­ления пористости по данным ГИС в доманиковых продуктивных отложениях построена объем­ная минералогическая модель на основании си­стемы линейных петрофизических уравнений [6]. Оценка пористости проводилась путем комплексирования акустического, плотностного и ней­тронного методов.

Входными параметрами являлись данные мето­да ECS (литосканер), акустического и плотностно­го каротажа и оценки водородосодержания по нейтронному каротажу. Данные взаимосвязи описываются системой линейных петрофизиче­ских уравнений:

где ΔT — интервальное время, мкс/м; ΔТ_ж и ΔТ_ск — интервальное время в твердой и жидкой фазе для основных пород, мкс/м; р — плотность пород по данным плотностного каротажа; р_ж, р_ск — плот­ность в твердой и жидкой фазе для основных по­род; W — водородосодержание.

Рассчитанная по каротажу пористость (Кп по_ГИС) имеет тесную корреляционную связь с пористостью, определенной по керну.

Следующим этапом интерпретации отложений доманикового типа являлось выделение есте­ственного коллектора.

ЕК называется порода, способная вмещать флю­ид и отдавать его в любых, даже незначительных ко­личествах без стимуляции коллектора [8]. Обычно ЕК характеризуется наличием прямых признаков по каротажу (радиальный градиент сопротивле­ний, измеренных зондами с разной глубинностью исследований и сужение диаметра скважин, за­фиксированное на кривой кавернометрии), од­нако в разрезе фаменского и франского возраста зачастую отсутствуют прямые признаки, что зна­чительно усложняет выделение коллектора. В та­ких случаях ЕК выделяется по следующим геофи­зическим характеристикам:

• наличие разуплотнения по методам акустики и плотности,
• содержание органического вещества (Сорг) ниже 1,5%,
• пониженные показания гамма-каротажа и ней­тронных методов,
• пористость выше 4%,
• повышенные газопоказания (данный метод но­сит ориентировочный характер и требует уточне­ния границ выделяемого коллектора) [1].

На рисунке 5 представлен пример выделе­ния ЕК. По данным ГИС видно, что наличие ЕК подтверждено испытаниями, однако интервалы естественных коллекторов имеют высокие значе­ния электрического сопротивления, что, вероят­но, связано с тонкослоистостью разреза. Также на планшете видно, что аномалия, выделенная по газовому каротажу носит косвенный характер и, однозначно, требует уточнения границ выделя­емых коллекторов [12].

Предложенные методические подходы были опробованы на других скважинах участка в отло­жениях доманикового типа и площадях распро­странения доманиковой формации в Оренбургской области. В результате многократного практическо­го применения и тестирования разработанной ме­тодики подтверждена ее эффективность.

Выводы

1. Впервые охарактеризованы методические подходы выделения эффективных толщин для от­ложений доманикового типа по данным ГИС с це­лью достоверной оценки запасов и ресурсного потенциала.
2. Основы интерпретации данных ГИС при вы­делении эффективных нефтенасыщенных толщин обоснованы на выявленных геолого-геофизиче­ских и геохимических особенностях отложений.
3. В разрезе выделены из вмещающих кремни­сто-карбонатных пород — собственно нефтема­теринские породы (НМП), в которых выделяются пропластки, содержащие смолисто-асфальтеновые вещества (САВ).
4. Естественные коллекторы (ЕК), спорадиче­ски развитые по всему разрезу.
5. Впервые показаны граничные значения по комплексу ГИС для разделения отложений, обогащенных органическим углеродом франско-фаменского возраста на пропластки с содержани­ем углеводородов различной подвижности.
6. Выявленные граничные значения по мето­дам ГИС для франского и фаменского ярусов раз­личаются, однако в целом это не приводит к су­щественной разнице по эффективным нефтенасы­щенным толщинам.
7. Более точные корреляционные зависимо­сти по содержанию органического вещества «керн-ГИС» будут получены только при примене­нии непрерывного теплофизического профилиро­вания на керне.
8. Выделение эффективной части разреза для отложений доманикового типа исследуемых площадей определено следующими граничными критериями по данным геофизических исследова­ний скважин:

• урановая составляющая (по ГК-С) ≥ 5,3%,
• акустическая плотность (по акустическому ка­ротажу) ≥ 190 US/M,
• водородосодержание (по нейтронному каро­тажу) ≥ 6,3%.

9. Граничное значение сопротивления для раз­деления пропластков с учетом группового состава УВ и их подвижности (САВ и нефть) по БК состав­ляет 870 Омм.
10. Выделение спорадически развитого есте­ственного коллектора характеризуется:

• минимальными показаниями плотностного ка­ротажа,
• максимальными показаниями акустического каротажа,
• граничным коэффициентом пористости, рав­ным 4%,
• подтверждением по результатам испытаний и аномальных значений по газовому каротажу.