Геология и Геофизика Юга России

2221-3198

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Федеральный научный центр "Владикавказский научный центр Российской академии наук"

972

10.46698/VNC.2024.29.28.015

Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Анализ зависимости пористости нижнемеловых коллекторов Терско-Сунженской нефтегазоносной области от петрофизических параметров

Эзирбаев

Т.Б.

timersno@mail.ruГацаева

С.С-А.

Абдулшахидова

Х.А.

Грозненский государственный нефтяной технический университет им. акад. М.Д. Миллионщикова, Россия, 364051, г. Грозный, пр. Х. Исаева, 100; Комплексный научно-исследовательский институт им. Х.И. Ибрагимова РАН, Россия, 364051, г. Грозный, В. Алиева, 21 аГрозненский государственный нефтяной технический университет им. акад. М.Д. Миллионщикова, Россия, 364051, г. Грозный, пр. Х. Исаева, 100Комплексный научно-исследовательский институт им. Х.И. Ибрагимова РАН, Россия, 364051, г. Грозный, В. Алиева, 21 а

30062024

2195206

2024

Геология и геофизика Юга России

Актуальность работы. На глубокозалегающие терригенные коллектора приходится более 50% залежей нефти и газа. Однако данные коллектора характеризуются высокой глинистостью, низкой пористостью и высокой неоднородностью. Тем не менее, нижнемеловые альб-аптские коллектора изучаемого района на сегодняшний день являются наиболее перспективными, но требуют более углубленного изучения. Характер распределения глинистых частиц в породах-коллекторах для интерпретатора представляет собой одну из ключевых проблем, ввиду их довольно неоднозначного влияния на качество коллектора. Поэтому содержание в пласте глинистых, алевролитистых частиц усложняет определение и оценку петрофизических параметров продуктивных толщ. Соответственно, анализ типа, содержания и режима распределения глинистости в пласте имеет важное значение для оценки нефтегазоносности пласта. В статье собраны результаты петрофизического анализа кернов из некоторых скважин вскрывших нижнемеловые терригенные отложения Терско-Сунженской нефтегазоносной области (ТСНО). Проведен обзор зависимости пористости пропитыванием от др. петрофизических параметров (глинистости, карбонатности, плотности, суммарной доли глинистого, карбонатного и терригенного веществ) по всей совокупности соответствующих параметров. Цель исследования. Получение зависимостей пористости насыщения от карбонатности, алевролитовой фракции и глинистости, для оценки влияния петрофизических параметров на коллекторские свойства терригенных отложений нижнего мела Терско-Сунженской нефтегазоносной зоны. Методика исследования. Для установления парных связей между пористостью с одной стороны, и суммарным параметром, учитывающим одновременно характеристики терригенной, карбонатной и глинистой частей породы с другой стороны, использовались результаты лабораторных анализов кернов терригенных меловых отложений, проведенных в разные годы. Результаты исследования. Полученные зависимости приведены в табличных и графических видах. Наиболее устойчивые из них могут быть применены для прогнозных расчетов. Установление подобных зависимостей рекомендуется во всех случаях массового отбора керна при бурении, как для прогноза, так и для распознания и проверки аномальных результатов петрографических параметров. Также полученные результаты могут быть использованы в дальнейшем при создании трехмерной модели нижнемеловой залежи ТСНО.

Lower CretaceousAlb-Aptclayeysiltstonedensitydependenceporosity

нижний мелальб-аптглинистостьалевролитостьплотностьзависимостьпористость

Введение Большинство из крупнейших нефтяных месторождений мира сосредоточены в терригенных и карбонатных толщах мелового комплекса [Moore, Wade, 2013]. Терригенные коллекторы являются важнейшим источником углеводородов во всем мире, и их петрофизические свойства играют решающую роль в добыче углеводо- родов [Mehar et al., 2022]. Пористость, проницаемость и нефтегазонасыщенность являются важнейшими петрофизическими свойствами пород-коллекторов. Плот- ные терригенные карбонатные коллекторы обычно обладают пористостью менее 10 % и проницаемостью менее 0,1 мд [Borgomano et al., 2013; Cardona, Santamarina, 2020]. Терригенные нижнемеловые отложения оказались промышленно нефтегазо- носными на целом ряде площадей Передовых хребтов Восточного Предкавказья. Залежи нефти в альб-аптских отложениях открыты на площадях Карабулак-Ача- луки, Ахлово, Малгобек-Вознесеновская, Хаян-Корт и Старогрозненское. В свете этого большой интерес приобретают сведения о коллекторских свойствах этих от- ложений вообще и об их межгранулярной пористости в частности. За годы разработки данных отложений был накоплен довольно большой мас- сив результатов лабораторного определения петрофизических параметров кернов из терригенного мела на площадях, принадлежавших на тот момент объединению «Грознефть». В сводке этих данных на начало 1970 г., содержатся также анализы парных взаимосвязей между пористостью кернов пропитыванием и другими их пе- трофизическими параметрами [Меркулов и др., 1981]. Результаты анализов кернов включают данные о гранулометрическом составе пород, их карбонатности, пористости (пропитыванием) и, частично, плотности. В тех случаях, когда при отсутствии данных о плотности имелись промежуточные данные расчета пористости пропитыванием, плотность определена по этим данным [Афанасьев и др., 1975]. Одной из актуальных задач прикладных исследований в области изучения ме- сторождений нефти и газа является определение характеристик коллекторов, так как на приток и извлечение флюида из пласта значительное влияние оказывают характеристики коллектора, включая насыщенность, проницаемость и пористость. А пористость и проницаемость в коллекторах, как известно, зависят от различных факторов, таких как плотность и структура породы, литология, диагенез, грануло- метрический состав пород и др. [Jassam et al., 2023]. Методы исследования При подсчете запасов и проектировании разработки любого месторождения не- обходимо определить характер связи и зависимости между отдельными параметра- ми пласта, а иногда и зависимость между несколькими параметрами одновременно. А в частности, зависимость между пористостью и такими петрофизическими пара- метрами как плотность, карбонатность, терригенность и глинистость [Clyde et al., 2013; Ahmed et al., 2024]. С начала 1970-х годов XX века, которые как раз приходятся на открытие про- мышленных запасов нефти нижнемеловых отложений Терской и Сунженской анти- клинальных зон, был проведен ряд исследований, связанных с определением вли- яния петрофизических параметров терригенных отложений нижнего мела на кол- лекторские свойства пород [Дахкильгов, Демушкина, 1982; Демушкина, Шнурман, 1982]. Одним, из которых является исследование по установлению парных связей между петрофизическими параметрами кернов из терригенного нижнего мела скважин объединения «Грознефть». Одним из этих параметров в каждой такой паре была межгранулярная эффективная пористость (пористость пропитыванием или насыщением), представляющая большой интерес для прогнозирования коллектор- ских свойств пород и подсчёта запасов нефти и газа. Указанные связи устанавливались в виде неоднородных линейных зависимо- стей между параметрами для различных площадей и различных частей разреза. В результате экспериментов были получены четкие зависимости между по- ристостью и плотностью для 22 образцов из 23 рассмотренных выборок. Менее четкими являются зависимости пористости от карбонатности, полученные для 14 из 24 выборок. Что же касается параметров, характеризующих терригенную со- ставляющую породы, таких как содержание глинистых частиц, медианный диаметр терригенных зёрен и коэффициент сортировки последних, то в их парных отноше- ниях с пористостью закономерность практически нигде не отслеживается. Так, на- пример, нечёткие зависимости пористости от содержания глинистых частиц были получены только для 3 выборок из 22 рассмотренных [Смольянинова, 1977]. С учётом предыдущих результатов работы шли по двум направлениям: Установление множественных связей между пористостью, с одной стороны, и другими петрофизическими параметрами, с другой стороны. Установление парных связей между пористостью с одной стороны, и суммар- ным параметром, учитывающим одновременно характеристики терригенной и кар- бонатной частей породы, с другой стороны. Для исследования использовались данные лабораторных анализов терригенных меловых кернов из предыдущих исследований, дополненные собранными в после- дующие годы материалами [Страхов и др., 2009; Хасанов, Эзирбаев, 2009]. Как уже упомянуто выше, в качестве основного параметра была выбрана по- ристость (Kп, %), производными служили глинистость (Pl, % к терригенной части породы), карбонатность (Ca, % ко всей породе), плотность (σ, г/см3), медианный диаметр обломочных зёрен (Md, мм) и коэффициент сортировки последних (So, величина безразмерная). Анализ был проведен по следующим видам связей: Kп =f (Pl, Ca), Kп =f (σ, Ca), Kп =f (σ, Pl, Ca), Kп =f (Md, So, Ca). Таким образом, рассмотрению подвергнута зависимость пористости пропиты- ванием от различных комбинаций петрофизических параметров, характеризующих терригенную часть породы (Pl, Md, So), ее карбонатную составляющую (Са), а так- же всю породу в целом (σ). Для установления связей путем аппроксимации параме- тров функции пористости от производных, которые предполагались равновесными из числа результатов лабораторного анализа терригенных меловых кернов, собран- ных в разные годы исследований, были отобраны те, которые содержали сведения по всем необходимым параметрам. Аппроксимация исходной совокупности значений параметров линейной неод- нородной зависимостью параметра – функции от параметров – производных про- водилась по методу наименьших квадратов. При этом вычислялись коэффициенты линейной зависимости (коэффициенты регрессии), а также среднеквадратическое отклонение аппроксимирующей функции [Долгаль и др., 2017; Аббасова, 2021]. Результаты исследования Графические изображения двух (производных) зависимостей сделаны в плоско- сти координат-производных. В этой плоскости нанесены исходные точки, а также изолинии аппроксимирующей плоскости, т.е. линии равных значений расчетной пористости (рис. 1). <img width="345" height="261" alt="image" src="Геол.журнал №2_2024_с обл/Image_414.png" /> Рис. 1. Обобщенный график зависимости пористости от карбонатности и глинистости нижнемеловых пород / Fig. 1. Generalized graph of porosity dependence on carbonate and clay content of Lower Cretaceous rocks Также графики зависимостей были построены в мелком масштабе для всех выборок (рис. 2). Наряду с каждым из графиков дополнительно построены гисто- граммы частоты η отклонений аппроксимации ΔКп (%) как показано на рисунке 3. Мелкомасштабный график и гистограмма отклонений наглядно показывают вид двумерной линейной зависимости, распределение исходных данных по величине аргументов, а также частоты интервальных отклонений аппроксимации в исходных точках. <img width="260" height="272" alt="image" src="Геол.журнал №2_2024_с обл/Image_415.png" /> <img width="270" height="274" alt="image" src="Геол.журнал №2_2024_с обл/Image_416.png" /> Рис. 2. Зависимость пористости от карбонатности и глинистости меловых пород / Fig. 2. Dependence of porosity on carbonate and clay content of Lower Cretaceous rocks Рис. 3. Частота η отклонений аппроксимации Δ пористости / Fig. 3. The frequency of the deviations of the approximation of the porosity Зависимости Kп =f (Pl, Ca) имеют вид Kп = Ɑ0+ⱭPl*Pl+ⱭCa*Ca (см. рис. 1). Расчеты были проведены для 17 выборок с числом точек от 20 до 177. Средне- квадратические отклонения аппроксимации колеблются в пределах 2,3‒4,9% по- ристости. Коэффициент ⱭCa отрицателен для всех выборок, коэффициент ⱭPl отрицателен для 14 выборок из 16. Это вполне согласуется с нашими представлениями о том, что эффективная межгранулярная пористость терригенной породы уменьшается при увеличении, как глинистости, так и карбонатности породы. Из двух положи- тельных значений ⱭPl одно практически нулевое (+0,006 для пачки апта), второе было получено для альбского яруса (+0,058). Эти результаты считаются малодосто- верными и ими можно пренебречь. Сопоставление с результатами расчета парных связей показывает следующее. Среднеквадратические отклонения парной зависимости пористость-карбонатность колеблются в пределах 1,6 ÷ 5,1% пористости (из 24 выборок 17 характеризуют- ся отклонениями более 3%). Для связи пористость-глинистость соответствующие пределы составляют 2,2 ÷ 5,9 % (из 10 опробованных выборок у семи отклонения более 3%). Коэффициент ⱭPl показывает снижение пористости в процентах, соответству- ющее каждому проценту прироста глинистости; коэффициент ⱭCa имеет такое же значение по отношению к карбонатности. Свободный член (Ɑ0) зависимости соответствует расчетной пористости породы, не содержащей ни глинистой, ни карбонатной частей. При использовании полученных зависимостей для прогно- за межгранулярной эффективной пористости точность полученных результатов в пределах области изменения исходных аргументов (точность интерполяции) опре- деляется среднеквадратическим отклонением аппроксимации. Линейность зависи- мостей вдали от области изменения исходных аргументов может привести просто к бессмысленным результатам. Области изменений исходных аргументов каждой выборки хорошо видны на соответствующих графиках рис. 1, 2. Эта сторона гра- фиков представляет, помимо упомянутого, также самостоятельный интерес, давая наглядное представление о группировке кернов выборки по весомому проценту глинистых частиц и карбонатов. В этом отношении графики дают такую же карти- ну как соответствующие треугольные диаграммы, имея, однако, перед последними преимущества большей наглядности и меньшей трудоемкости построения. Характерной особенностью зависимостей Kп =f (Pl, Ca) различающей их от за- висимостей Kп =f (σ, Ca), является равноправие обоих аргументов. Так, коэффици- ент регрессии при глинистости ⱭPl колеблется (по абсолютной величине) в преде- лах 0,03‒0,21, в то время как ⱭCa ‒ в пределах 0,02‒0,51 (пределы изменения обоих аргументов практически одинаковы). Отмечаются, как правило, большие абсолют- ные значения коэффициентов ⱭСа по сравнению с ⱭPl, т.е. прослеживается большее влияние карбонатности на пористость, чем на глинистость. Поведение коэффициента Ɑ0 зависит, в основном, от средних значений пористо- сти для соответствующих выборок. Так, например, для Кабардино-Балкарских площадей, где пористость пород тер- ригенного нижнего мела более высока, характерны значения Ɑ0 16÷25. На Передо- вых хребтах наблюдаются значения для апта 13÷17. Зависимость Kп =f (σ, Ca) имеет вид Kп = Ɑ0+Ɑσ *σ +Ɑn*Са (рис. 4). Обрабо- тано 16 выборок. Среднеквадратические отклонения аппроксимации колеблются в пределах 0,6 – 3,4% пористости. a b <img width="551" height="213" alt="image" src="Геол.журнал №2_2024_с обл/Image_417.png" /> Рис. 4. Зависимость пористости от карбонатности и плотности терригенных пород (а), частота η отклонений аппроксимации Δ пористости (b) / Fig. 4. Dependence of porosity on carbonateness and density of terrigenous rocks (a), the frequency of the deviations of the approximation of the porosity (b) Наиболее характерной особенностью этих результатов является сильная зависи- мость пористости от плотности и слабая – от карбонатности. Это видно из того, что абсолютная величина коэффициента при карбонатности ⱭСа колеблется в пределах 0,01‒0,11% на 1% карбонатности. Поскольку значения карбонатности лежат между 0 и 50%, причем значения более 20‒30% редки, вклад карбонатности в колебания аппроксимированного значения пористости составляет всего лишь 0‒3%, редко до 5%. Таким образом, этот вклад, как правило, ненамного превышает величину сред- неквадратического отклонения. Основную часть колебаний аппроксимированного значения пористости даёт плотность (1,8÷2,9 г/см3) благодаря большим по абсо- лютной величине значениям соответствующего коэффициента регрессии – 9÷39% на 1 г/см3 плотности. Вместе с тем необходимо подчеркнуть, что для 12 выборок из 16 коэффициент ⱭСа отрицателен, что вполне согласуется с нашими представлениями об уменьше- нии пористости терригенных пород с увеличением их карбонатности. Из четырех положительных значений ⱭСа - одно практически нулевое (+ 0,007 для IV пачки апта Карабулака-Ачалуков), два (+0,052 и +0,025) представляют аптские отложения Терской антиклинальной зоны. Указанное обстоятельство показывает, что коэффи- циент при карбонатности Ɑк несмотря на малые абсолютные значения вносит все же дополнительное уточнение в зависимость. В отклонении коэффициента при плотности Ɑσ необходимо отметить, что он отрицателен для всех выборок, в полном соответствии с известной парной связью Кп (σ). Среднеквадратические отклонения зависимости Кп (Са) колеблются в пределах 1,6÷5,1% пористости; большинство выборок характеризуются отклонениями более 3%. Для сравнения отметим, что среднеквадратические отклонения зависимости Kп =f (σ, Ca) колеблются в пределах 0,6÷3,4% пористости и из 16 выборок только две характеризуются отклонениями более 3%. Таким образом, по отношению к парной связи Кп (Са) имеется заметное снижение среднеквадратических отклонений. Это вполне естественно, поскольку зависимости между Кп и σ гораздо чётче, чем между Кп и Са [Попков, Попков, 2023; Шнурман, 2005]. По сравнению со связью Kп =f (Pl, Ca) среднеквадратические отклонения зави- симостей Kп =f (σ, Ca) существенно ниже. Сохраняют силу и замечания относительно зависимости точности коэффициен- тов регрессии от объемов выборок, равно, как и о необходимости повторной про- верки анализов с аномально большими отклонениями от аппроксимирующей за- висимости. Однако нужно отметить, что полезность зависимостей Kп =f (σ, Ca) для про- гнозирования эффективной межгранулярной пористости, видимо, меньше, чем со- ответствующих зависимостей Kп =f (Pl, Ca), хотя, как уже было сказано, среднеква- дратические отклонения для первых существенно ниже, чем для последних. Дело в том, что плотность пород ‒ неудобный исходный параметр для прогнозирования пористости. На сегодняшний день нет ни у кого сомнений в том, что пористость альб-аптских отложений нижнего мела ТСНО зависит от терригенной составляющей породы и, главным образом, от содержания глинистых частиц. А полученный ранее отрица- тельный результат как отсутствие явных зависимостей является следствием того что данные взаимосвязи параметров имеют более сложный характер, вследствие чего при сопоставлении друг с другом только двух из них, например, только по- ристости и глинистости или только пористости и плотности, закономерность не видна. В связи с этим в последующие годы были проведены исследования по уста- новлению зависимости пористости от параметров, характеризующих терригенную часть породы, и, в первую очередь, от содержания глинистых частиц (рис. 5). а б <img width="531" height="272" alt="image" src="Геол.журнал №2_2024_с обл/Image_418.png" /> Рис. 5. Зависимость пористости пород от содержания: (а) алевритовой фракции, (б) глинистой фракции / Fig. 5. Porosity dependence with the content of: (a) silty fraction, (b) clay fraction Как видно, на графиках наблюдается значительный разброс точек, свидетель- ствующий о том, что разрез альб-аптских отложений характеризуется существен- ной изменчивостью по пористости, алевритистости и глинистости. Наблюдается тенденция снижения пористости с ростом глинистости. Однако при одной и той же величине глинистости или алевритистости пористость породы изменяется от минимальных величин порядка Кп.мин=2‒3 % до максимальных значений, уровень которых не зависит от алевритистости, но контролируется величиной глинистости и уменьшается с ее ростом. Проницаемость пород в подавляющем большинстве случаев не превышает 1 мд и в редких случаях доходит до 20 мд [Хасанов, Эзирба- ев, 2009]. Выводы В результате проведенных работ сводка результатов петрофизического анализа кернов из терригенных пород нижнего мела на некоторых месторождениях Терско- Сунженской нефтегазоносной области дополнена новыми материалами. Для всей совокупности данных установлен ряд связей пористости пропитыванием, характе- ризующей эффективную межгранулярную пористость, с другими петрофизически- ми параметрами и глубиной залегания. Эти связи получены аппроксимацией ис- ходных данных неоднородными линейными зависимостями методом наименьших квадратов [Шнурман, 2003; Шнурман, 2005]. Получены зависимости пористости пропитыванием от весовой глинистости и карбонатности Kп =f (Pl, Ca) для ряда выборок по различным площадям и терригенным отложениям нижнего мела. Эти зависимости по среднеквадратическим отклонениям не хуже парных зависимостей пористости от карбонатности и глинистости. Получены также зависимости пористости пропитыванием от плотности породы и ее карбонатности Kп =f (σ, Ca). В отличие от предыдущего вида зависимостей здесь оба аргумента неравноправ- ны ‒ основным из них является плотность. Карбонатность вносит хотя и закономер- ный, но незначительный вклад в расчетные значения пористости. Причина такого различия между перечисленными двумя видами зависимостей, по-видимому, в том, что глинистость и карбонатность характеризуют различные компоненты породы и поэтому выступают как равноправные аргументы зависимости, в то время как плотность, зависящая от всей породы в целом, характеризует так же и ее карбонат- ную часть. Вследствие этого данные о карбонатности в зависимости Kп =f (σ, Ca) получают подчинённое значение. Из двух полученных связей Kп =f (σ, Ca) характеризуется меньшими среднеква- дратическими отклонениями аппроксимации и, следовательно, большой точностью прогноза. В то же время зависимость Kп =f (Pl, Ca) представляет больший инте- рес для прогнозов, поскольку глинистость является более удобным параметром для этой цели, чем плотность. Расчет этих двух видов зависимостей целесообразен во всех случаях, когда на ограниченных площадях и в сравнительно литологически одинаковых интервалах разреза имеется достаточно большое число анализов керна. Помимо прямого ре- зультата такая обработка данных позволяет быстро обнаружить аномальные резуль- таты анализов по их высоким отклонениям от аппроксимирующей зависимости. Повторная проверка таких анализов укажет либо на какое-то литологическое отли- чие образца от остальных, либо на ошибку, допущенную при анализе. И в заключение нужно сказать, что новизна работы заключается в том, что прак- тически все результаты исследований нижнемеловых коллекторов изучаемого рай- она были проведены на заре внедрения машинной обработки данных ГИС, а то и раньше – вручную. На сегодняшний день, имея на руках необходимые геолого-гео- физические материалы и результаты лабораторного анализа кернов, авторы имеют возможность произвести обработку этих данных на автоматизированных системах посредством современного программного обеспечения [Эзирбаев, 2021]; некото- рые из полученных таким образом результатов приведены на рисунке 4.