Опыт выявления пропущенных залежей и выделения сложнопостроенных низкопроницаемых карбонатных пластов-коллекторов турнейского возраста

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция одна из старейших в РФ, где наиболее рентабельная часть запасов уже отработана больше, чем на 70 %. Истощение разрабатываемых месторождений приводит к падению добычи углеводородов (УВ). Приращение ресурсной базы может быть увеличено за счет выявления пропущенных залежей как в разрабатываемых пластах, так и в не введенных в освоение сложнопостроен-ных, низкопроницаемых пластах-коллекторах. Данный вариант не требует бурения нового фонда как поисковых, так и эксплуатационных скважин, а основан на более тщательном анализе и переработке уже имеющейся геологической и геофизической информации по разведанным месторождениям (РД 153-39.0-110-01, 2002). Имея ре- зультаты проведенных ранее исследований, можно за достаточно небольшие затраты на переинтерпретацию и переосмысление имеющихся данных выявить «пропущенные» залежи, что окупит полученный результат (Ширяева, 2023).

В результате переинтерпретации геологогеофизических данных могут быть выделены прослои как в пластах, где уже открыты залежи углеводородов, так и в пластах-коллекторах, ранее принятых в качестве не проницаемых.

Пласты-коллекторы, не учтенные при подсчете запасов большинства месторождений, это сложнопостроенные коллекторы, преимущественно карбонатные, с УВ из категории трудноизвлекаемые. В основном при испытании таких пластов получают тяжелую, вязкую нефть низкого качества (Рыльков, Матусевич, 2010).

Работа лицензирована в соответствии с CC BY 4.0. Чтобы просмотреть копию

этой лицензии, посетите

Причина пропуска проницаемых пластов и пропластков в основном одна и та же: неблагоприятные промыслово-геофизические, геологические и геохимические характеристики.

В Пермском крае в карбонатных пластах-коллекторах содержится больше 50 % запасов нефти. Обычно по типу коллектора это трещинные, порово-трещинные, трещинно-каверновые, смешанные (Бычков и др., 2010). Наличие скудного кернового материала позволяет получить некоторую информацию о петрофизических характеристиках интервалов, в которых выявлены пласты-коллекторы, но эта информация достоверна лишь для интервала отбора – вблизи стенок скважины. Обычно доля образцов керна из интервалов, включающих проницаемые пропластки, довольно мала, и оценить коллекторские свойства пород по всему разрезу скважины с высокой степенью достоверности достаточно сложно. Из-за недостаточной освещенности керна основным источником информации являются данные геофизических исследований в скважинах (ГИС).

Занимаясь актуальным вопросом выделения пропущенных залежей в сложнопостро-енных, низкопроницаемых карбонатных пластах-коллекторах стоит кратко рассмотреть модель нефтегазообразования. Общепринятая концепция нефтегазообразования большинства залежей края связана с генерацией углеводородов «домаником» или «домани-китами». При этом под «домаником» принято понимать не единственное стратиграфическое подразделение, а совокупность геохимических параметров, позволяющую отнести породы к нефтегазоматеринским свитам. Четкая стратиграфическая граница «до-маниковых» отложений для территории Пермского края отсутствует, часть тур-нейских пород рассматривается как нефтегазоматеринские. Вероятно, турнейские карбонаты, их глинистая, кремнистая, богатая органическим веществом часть одновременно является источником генерации УВ и нетрадиционным низкопроницаемым коллектором одновременно. Данный факт приводит к повышенному интересу для изучения тур-нейских отложений как объектов, содержащих пропущенные залежи (Карасёва, Кожевникова, 2019).

На примере месторождения УВ, расположенного в южном районе Пермского края, приуроченного к Чернушинской валообраз-ной зоне, проведено исследование по выделению пропущенных проницаемых прослоев. Для работы выбраны турнейские отложения, на изучаемом месторождении в пластах-коллекторах данного возраста выделены эксплуатационные объекты Т 1 и Т 2 .

Геологический разрез месторождения изучен по материалам структурного, глубокого поисково-разведочного и эксплуатационного бурения. Продуктивные карбонатные коллекторы характеризуются сложным литологическим составом, так как в качестве породообразующих минералов, наряду с кальцитом, выступают доломиты и ангидриты.

Турнейский ярус сложен нефтенасыщенными известняками (неравномерно по интенсивности) с прослоями детрита и кремния. Мощность яруса варьируется от 55 до 120 м. Месторождение объединяет несколько куполов. Промышленные залежи нефти в турнейских отложениях установлены на трех куполах из девяти.

На каждом куполе месторождения нефти турнейского яруса своеобразны, осреднен-ные значения для пласта характеризуют нефть как высокосмолистую (23,72 % масс. смол, 6,04 % масс. асфальтенов), парафинистая (2,90 % масс.), сернистая (3,00 % масс.), со средним содержанием светлых фракций (39,3 % об.), вязкость при пластовых условиях 14,61 мПа·с (повышенная вязкость), плотность после дегазирования 0,904 г/см3 (битуминозная), вязкость после дегазирования 60,30 мм2/с. В данном случае можно говорить о вязкости нефти в турнейских отложениях, которая в пластовых условиях имеет высокие значения.

Нефтенасыщенная часть пласта рассматриваемого месторождения освещена керном в достаточном объеме, что бывает не всегда. Петрофизические данные использовались при расчетах фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов.

В отложениях Т1, по данным микроописаний, в эффективной части разреза преобладают известняки со сгустковой и комковатой структурами, много известняков органогенно-детритовых (сгустково-детритовых, полидетритовых) и биоморфных (сгустково- и комковато-водорослевых с фораминифе-рами). Коллекторские свойства пород невысокие: пористость от 6,9 до 17,0 %, проницаемость в пределах 0,65·10–3 мкм2 – 193·10– 3 мкм2. Неэффективная часть пласта сложена известняками комковато-детритовыми, детритовыми, описаны известняки шламовые и зернистые, породы плотные.

Пласт Т2 представлен керном в немногочисленных скважинах. На одном из куполов в нефтенасыщенной части пласта описаны известняки мелкодетритовые. На другом поднятии – это известняки комковато-био-морфные (фораминиферово-водоро-слевые), комковато-детритовые, со стило-литами и глинисто-органическими прожилками. На следующем куполе нефтяная часть пласта охарактеризована наиболее полно: сложена известняками детритово-комковатыми и комковато-детритовыми, неравномерно пористо-кавернозными, со стилолитами, выполненными глинисто-органическим материалом, с трещинами разноориентированными, короткими, нефтяными, отмечаются мелкие гнезда сульфатов, редкие гнезда пирита. В шлифах известняки сложены сгустками и комочками пелитоморфного кальцита (раковинного и водорослевого происхождения) и детритом. Детрит составляют обломки иглокожих, фрагменты водорослей, форами-нифер, обломки раковин остракод, единичные фрагменты одиночных кораллов, редкие сферы, шлам. Остатки большей частью перекристаллизованы, часто микритизированы. Цемент кальцитовый разнозернистый поровый и регенерационный, содержание по шлифам до 7–15 %. Отмечаются единичные зерна доломита. Поры (и единичные каверны) межформенные, реже внутриформенные, размером от 0,03 до 0,4–0,6 и 1,5 мм. Наблюдаются микростилолиты, выполненные глинисто-органическим веществом. Средние значения пористости и проницаемости 14,6 % и 7,1·10–3 мкм2 соответственно. В не- эффективной части пласта описаны известняки детритовые, комковатые и биоморф-ные, иногда с многочисленными известняковыми обломками, плотные, с редкими кавернами, со стилолитами глинистыми, с включениями и гнездами кальцита и сульфатов (Латышева и др., 1990).

Анализ зависимости «плотность-пористость» по керну (рис. 1) показал, что плотность пород изменяется в малых пределах (2,44–2,83 г/см2), однако тенденция, что при меньшей плотности пород значения пористости больше, присутствует.

Граничные значения пористости и проницаемости приведены в табл. 1. Расхождение между Кп связано с доизучением дополнительных геологических материалам по вновь пробуренным скважинам.

Зависимость абсолютной газопроницаемости К пр от пористости К п представлена на рис. 2.

На данном месторождении складывается довольно четкая зависимость: с увеличением пористости увеличивается проницаемость, пласты-коллекторы имеют пористость выше граничных значений.

Однако в целом карбонатные отложения турнейского яруса, представленные переслаиванием маломощных проницаемых прослоев и плотных пород, имеют сложное строение порового пространства. При интерпретации данных ГИС плотные и проницаемые прослои объединяются в отдельные объекты в зависимости от насыщения.

При дальнейшей доработке и анализе материалов, особенно при наличии вновь пробуренных скважин или проведении сейсморазведочных работ, возможны уточнения предельных параметров с их обоснованием по данным лабораторных исследований. При отсутствии новых данных по месторождению можно проанализировать имеющийся материал и сделать прогнозную оценку по выявлению пропущенных залежей.

Таблица 1. Граничные значения коэффициентов пористости и проницаемости

Пласт	Кп, %			Кпрг, мД
	2003 г.	2016 г.	2018 г.	2003 г	2016 г.	2018 г.
Т 1 , Т 2	8,0	7,5	7,5	0,6	0,6	0,6

Рис. 1. Сопоставление пористости и объемной плотности пород по керну турнейских отложений

Пористость, И

Рис. 2. Диаграмма зависимости пористости от газопроницаемости пластов Т 1 и Т 2

На сегодняшний день, с учетом наличия имеющийся информации, в пластах Т 1 и Т 2 при переинтерпретации данных ГИС в нескольких скважинах проведено выделение дополнительных проницаемых прослоев, а также выполнена оценка их количественных параметров и характера насыщенности, которые выполняются на основании комплексных результатов лабораторно-аналитических исследований керна и материалов промыслово-геофизических исследований. Следует отметить, что методика определения количественных параметров пласта в карбонатном разрезе довольно неоднозначна из-за сложной неоднородной структуры породы с разной трещиноватостью. Поэтому коэффициент пористости – не всегда показатель хороших коллекторских свойств, поскольку требуется комплексный подход и анализ петрофизических лабораторных исследований.

Выделенные дополнительные интервалы, содержащие проницаемые пропластки, имеют разную толщину (от 0,3 до 2,5 м), невысокую пористость (от 1 до 8 %) и проницаемость (менее 0,6 мД) (рис. 3). По типу коллектора – это трещинные и трещинно-каверновые. Суммарная мощность выделенных прослоев составила в одной из скважин 13,2 м (рис. 3). Особого внимания заслуживают верхняя часть отложений Т 1 и плотная часть отложений Т 2. Дополнительные интервалы на данном этапе можно охарактеризовать как «возможные коллекторы», так как окончательную ясность может внести информация, полученная в результате испытания в колонне с определением профиля притока, с предварительной оценкой качества цементирования обсадной колонны.

Рис. 3. Результат выделения дополнительных пропластков в ходе переинтерпретации данных ГИС турнейских отложений

Выводы

Анализ геолого-геофизических данных потенциально перспективных интервалов турнейских отложений, тщательное изучение особенностей разреза, систематизация геофизических данных, привлечение данных по соседним месторождениям дают возможность выявить пропущенные про- ницаемые пласты-коллекторы с наименьшими затратами и позволят спрогнозировать залежи нефти. Дополнительные геофизические и геохимические исследования, а также испытания в колонне обеспечат оценку запасов углеводородов.

Работа выполнена при финансовой поддержке Минобрнауки РФ проект FSNF-2025-0011.