Виділення нафтонасичених порід-колекторів Юрських відкладів за геолого-геофізичними критеріями (на прикладі Лопушнянського нафтового родовища)

Abstract

У дисертаційній роботі розвязуються важливі задачи, які виникають під час оцінки і виділення нафтонасичених карбонатних порід-колекторів та визначення їх фільтраційно-колекторських властивостей. За результатами дослідження геологічної будови Лопушнянського родовища встановлено, що нафтогазонасиченість карбонатних порід-колекторів юрських відкладів формується за рахунок захоплення дозрівших і мігруючих вуглеводнів, які акумулюються у тріщинах та пустотах складнопобудованих вапняків. Результати макроопису органогенних вапняків нижнівської світи показали, що їх ефективний пустотний простір представлений ізометричними за формою тріщино-подібними утвореннями. За даними петрофізичних досліджень встановлено, що карбонатна порода є органогенно-детритовим складно-побудованим вапняком, тонкої і крупнозернистої структури, перекристалізованої, з різним розподілом капілярних, субкапілярних пор. За літолого-петрофізичною характеристикою, розподілом пустот порового простору та наявності глинисто-карбонатного цементу матриці карбонатні породи-колектори відносяться до третьої групи петрофізичних моделей, дослідженя якої представляє складну задачу, що повязано з багатопараметричністю представлення задачі. Розв’язання цієї задачі обумовлено невизначеністю зв’язку геологічних і фізичних параметрів пластів. Оброблення та інтерпретація результатів геофізичних досліджень карбонатних порід геологічних розрізів юрської системи ускладнена проблемою, яка обумовлюється різнотипністю їхньої будови. Така різнотипність характеризується значною тріщинуватістю, кавернозністю та типом цементного матеріалу. Для характеристики геологічного об’єкта з метою підвищення однозначності розв’язання задачі виділення і розчленування порід карбонатного складу вперше запропоновано критерій виділення карбонатних порід ψ у загальному літотипі порід, який характеризує відношення подвійного різницевого параметра нейтронного гамма-каротажу, що визначається часткою глинистих порід, до подвійного різницевого параметра природної радіоактивності досліджуваного пласта - тобто частку дисперсної фракції до загального водневмісту породи. За результатами досліджень зв’язку природної і наведеної гамма-активності порід теригенного та карбонатного типу Лопушнянського родовища встановлено, що для теригенних порід спостерігається висока щільність зв’язку розсіяної глинистості у матриці породи з вмістом водню, в той час для карбонатних порід характерна його відсутність. Виконані дослідження зв’язку інтенсивності вторинного гамма-поля з відносним параметром ψ теригенного і карбонатного складу дозволили визначити новий підхід для аналізу впливу дисперсної глинистої фракції і будови колектора на загальний об’єм порожнин колектора. Величина значення критерію, що розподіляє карбонатні породи у теригенному розрізі, встановлена на підставі аналізу геофізичної інформації та літологічного опису порід. Проведені дослідження при переінтерпретації геофізичних матеріалів вказують на ефективність використання запропонованого критерію ψ для виділення порід карбонатного розрізу. На прикладі Лопушнянського нафтового родовища нами встановлено, що у карбонатних відкладах юрської системи продуктивні карбонатні пласти, в основному, характеризуються відкритою тріщинною пористістю, а також блочною, представленою мікротріщинами та тріщинами, заліченими еолітовими швами. Породи з таким типом пористості характеризуються пониженим електричним опором у продуктивній нафтонасиченій частині розрізу. Значення інтенсивності вторинного гамма-поля обумовлені загальною пористістю, до якої входять мікротріщинуватість та кавернозність карбонатних порід. Наявність вторинної пористості обумовлює підвищений вміст вологи у порах, що зменшує електричний опір нафтонасичених порід. На основі аналізу електропровідності гірських порід запропоновано модель електропровідності для порід-колекторів карбонатних відкладів Лопушнянського нафтового родовища із значним вмістом глинистого матеріалу. За результатами дослідження зв’язку швидкісних характеристик гірської породи карбонатного типу з її питомим електричним опором встановлено залежність швидкості проходження пружної хвилі від геометрії порового простору. Шляхом модельних розрахунків і співставлений залежностей швидкості пружної хвилі і пористості колектора з тріщинною і кавернозною геометрією пор показано, що для тріщинного типу порід характерна менша швидкість пружної хвилі, а для порід із кавернозною пористістю - більша швидкість при однаковому об’ємі їх порового простору. Вперше запропоновано критерій оцінки типу пористості для розділення порід карбонатного складу за структурою порового простору на основі використання відносного параметра R, який характеризує частку відхилення виміряного значення інтервального часу від теоретично розрахованого з мінімальною пористістю для кавернозних порід до кількості теплових нейтронів, що утворились при проходженні сповільнених нейтронів між великим і малим зондами методу двозондового нейтрон-нейтрон каротажу за тепловими нейтронами. Різниця кількості імпульсів теплових нейтронів з використанням великого та малого зондів буде відповідати нейтронній характеристиці середовища сповільнення нейтронів до теплової енергії, тобто об’єму водню у поровому просторі породи. Використання двох розмірів зондів дає змогу визначити величину декременту затухання теплових нейтронів, який є функцією вмісту водню породи-колектора та застосовується для визначення коефіцієнта пористості. Запропонована вперше технологія використання критеріїв виділення та оцінювання карбонатних порід на прикладі Лопушнянського родовища дозволила підвищити достовірність визначення коефіцієнта пористості за результатами акустичного та нейтрон-нейтронного каротажів. Запропоновані критерій виділення порід-колекторів карбонатного типу ψ та критерій оцінки типу пористості R дозволяють оперативно проводити геофізичну інтерпретацію карбонатного геологічного розрізу.

The dissertation thesis solves a number of important problems that arise when evaluating and distinguishing oil-saturated carbonate reservoir rocks and determining their reservoir properties. Based on the study results of geologic structure of the Lopushnianske field, it was found that oil-and-gas saturation of the carbonate reservoir rocks of the Jurassic deposits is formed due to entrapping of mature and migrating hydrocarbons that accumulate in the fractures and voids of complex structure limestones. The results of the macro description of organogenic limestones of the Nyzhnivska suite showed that their effective porous space is represented by the fracture-like formations that have an isometric form. Based on the petrophysical studies, it was determined that the carbonate rock is an organic-detritic complex structure limestone with fine and coarse recrystallized structure and different distribution of capillary and subcapillary pores. Based on the lithological and petrophysical characteristics, distribution of the porous space cavities and presence of the clay and carbonate matrix cement, carbonate reservoir rocks are classified as the third group of petrophysical models, the study of which is a complex task that is connected with the multiparameter problem modeling. Solution of this problem is conditioned by the uncertainty of connection between the geological and physical parameters of formations. The processing and interpretation of the results of the geophysical studies of the carbonate rocks of the geological sections of the Jurassic system are complicated by the problem, which is caused by the diversity of types of their structure. Such a diversity of types is characterized by significant fracture porosity, cavern porosity, and cement material type. In order to characterize the geological feature with the purpose to improve unambiguity of solution of the problem of distinguishing and stratification of the carbonate rocks, for the first time there was suggested a criterion ψ for distinguishing carbonate rocks in the general rock lithotype that characterizes the ratio of the gamma ray index, which is determined by the share of the clay rocks, and gamma ray index of natural radioactivity of the studied formation, i. e. the ratio of the dispersion fraction and general rock water content. Based on the study results of the connection between natural and shown gamma activity of the terrigenous and carbonaceous rocks of the Lopushnianske field, it was found that high density of connection of the dispersed clay content in the rock matrix with the hydrogen content can be observed for terrigenous rocks while its absence is a characteristic feature for the carbonaceous rocks. The carried out intensity studies of the secondary gamma field with the relative parameter ψ of the terrigenous and carbonaceous composition allowed determination of a new approach for analyzing the influence of the dispersion clay fraction and reservoir structure onto the total volume of reservoir cavities. The value of the criterion that separates rocks in the terrigenous section is determined on the basis of the analysis of the geophysical information and lithological description of rocks. The conducted studies show that the usage of the suggested criterion ψ for distinguishing of.the carbonaceous section rocks is effective when re-interpreting the geophysical materials. On the example of the Lopushnianske oil field, we found that the productive carbonate formations are mainly characterized by open fracture porosity and block porosity, which is represented by micro-fractures and fractures that are healed with Eolithic seams. The rocks with such porosity type are characterized by a reduced electrical resistance in the productive oil-saturated section part. The values of the secondary gamma field intensity are conditioned by total porosity, which includes micro-fracture porosity and cavern porosity of carbonate rocks. The presence of the secondary porosity is the cause of an increased moisture content in the pores, which reduces electrical resistance of oil-saturated rocks. Based on the analysis of the rock electrical conductivity, there was developed a model of electrical conductivity for reservoir rocks of carbonate deposits of the Lopushnianske oil field with considerable content of clay materials. Based on the study results of the connection between velocity characteristics of the carbonate type rock and its specific electrical resistance, the dependence of the elastic wave velocity on the porous space geometry was determined. The model calculations and comparison of the dependencies of the elastic wave velocity on the porosity of the reservoir with the fracture and cavern geometry of pores showed that lower elastic wave velocity is a characteristic feature for fractured rocks and higher velocity at the same porous space volume characterizes rocks with cavernous porosity. For the first time there was suggested a criterion for evaluation of the porosity type for stratification of carbonate rocks in accordance with the porous space structure with the help of the relative parameter R that characterizes the ratio of deviation of the measured value of interval time from the theoretically calculated one with minimum porosity for cavernous rocks and number of thermal electrons that formed when decelerated electrons went between big and small sondes of the dual neutron logging method after the thermal neutrons. The difference in the number of thermal neutrons using big and small sondes will correspond to the .neutron characteristics of the environment, in which the neutrons are decelerated to the thermal energy, i. e. hydrogen volume in the rock porous space. The usage of two sonde sizes allows determination of the damping decrement value of thermal neutrons, which is a function of the reservoir rock hydrogen content and is used for the porosity factor determination. The technology for using the criteria for distinguishing and evaluating of carbonate rocks on the example of the Lopushnianske field, proposed for the first time, allowed an improvement in the precision of the porosity factor determination in accordance with the results of the acoustic and dual neutron logging The proposed criterion for distinguishing carbonate reservoir rocks ψ and criterion for evaluating porosity type R allow efficient geophysical interpretation of the carbonate geological section.