T TAT N Е FT
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 553.98.061.4:552.54
© Коллектив авторов, 2015
Анализ перспектив нефтеносности каширских отложений на территории Куакбашской площади
Ï^OnET
НГДУ "ЛЕНМНОГОРСКНЕЮТЪ"
В.Г. Базаревская, к.г.-м.н.,
Н.А. Бадуртдинова,
И.И. Доронкина,
О.А. Гришанина,
Е.О. Рассохина
(ТатНИПИнефть),
А.С. Ахметшина
(НГДУ «Лениногорскнефть»)
Адрес для связи: bazarevskaya@tatnipi.ru
Ключевые слова: карбонатные породы, каширский горизонт, залежь, нефтеносность, гипс, ангидрит, скважина, переинтерпретация данных геофизических исследований скважин (ГИС), пласт-коллектор, удельное электрическое сопротивление.
Estimation of oil potential of the Kashirskian sediments in the Kuakbashskaya area
V.G. Bazarevskaya, N.A. Badurtdinova, I.I. Doronkina, O.A. Grishanina, E.O. Rassokhina (TatNIPIneft, RF, Bugulma), A.S. Akhmetshina (Oil and Gas Production Department Leninogorskneft, RF, Leninogorsk)
E-mail: bazarevskaya@tatnipi.ru
Key words: carbonate rocks, the Kashirskian formation, deposit, oil potential, gypsum, anhydrite, well, re-interpretation of well logging, reservoir-bed, resistivity
The authors analyze the Kashirskian carbonate sediments in the Kuakbashskaya area in terms of their oil potential. The paper discusses the reservoir properties of the Kashirskian carbonate sediments, results of well-logging reinterpretation, correlation between well logging and field surveys data. Challenges related to defining of reservoir-beds and their saturation with formation fluids are highlighted. The complexity of the Kashirskian cross-section implies its further detailed study to discover hydrocarbon accumulations.
На стадии высокой изученности и выработанно-сти запасов основных нефтеносных толщ Татарстана большой интерес с точки зрения выявления дополнительных запасов нефти представляют сла-боизученные интервалы карбонатного разреза. Одними из потенциально нефтеносных возвратных объектов являются отложения каширского горизонта, которые более детально изучены на примере территории деятельности НГДУ «Лениногорскнефть».
Как известно, в среднекаменноугольный период самостоятельных этапов нефтегазообразования на рассматриваемой территории не было. Формирование залежей в среднекаменноугольных отложениях происходило в мезозойско-кайнозойский период в результате вертикальной миграции углеводородов из нижезалегающих продуктивных комплексов (преимущественно из терри-генной нижнекаменноугольной толщи) и уже затем - в процессе латеральной миграции по проводящим каналам [1]. Соответственно характер нефтеносности залежей в каширском горизонте должен быть напрямую связан с характером нефтеносности нижезалегающих сред-некаменноугольных отложений, и формирование этих залежей могло произойти в случае наличия всех положительных факторов: присутствие в каширском разрезе пород-коллекторов и флюидоупоров; существование антиклинальной структуры; достаточный этаж нефтена-копления в верейско-башкирских отложениях; возможность вертикального перетока углеводородов через нарушения в верейской покрышке. Выявленные к настоя-
щему времени на территории Татарстана залежи нефти в каширском горизонте в основном имеют прямую генетическую связь с площадным распространением залежей нефти в верейско-башкирских образованиях.
Основаниями для проведения исследований по установлению нефтеперспектив каширских отложений в пределах Куакбашской площади Ромашкинского месторождения (территория деятельности НГДУ «Ленино-горскнефть») послужили: наличие залежей в отложениях верейского горизонта, башкирского и серпуховского ярусов с промышленными запасами нефти; незначительные нефтепроявления в каширских отложениях, установленные по данным анализа керна, грунтов и результатам испытания пластов в открытом стволе с помощью аппаратуры КИИ-146 (табл. 1); присутствие в каширском разрезе пород-коллекторов, охарактеризованных по материалам геофизических исследований скважин (ГИС) как нефтенасыщенные и как с неясным насыщением или водонасыщенные, но с высокими значениями удельного электрического сопротивления (УЭС) - от 12 до 1000 Ом-м, которые напрямую влияют на расчет коэффициента нефтенасыщенности.
Методика определения перспективных участков при поисках залежей нефти в локально нефтеносных карбонатных отложениях в первую очередь базируется на систематизации и анализе геолого-геофизических материалов и данных бурения по старому фонду скважин. Оценка коэффициентов пористости и нефтенасыщенно-сти продуктивных пластов в ходе переинтерпретации
Таблица 1
Вид исследования Число исследуемых скважин (% общего числа скважин) Результаты исследований
Анализ керна 26 (1,5 %) В 6 скважинах ке рновый материал характеризуется как нефтенасыщенный, насыщенный окисленной нефтью, слабонефтенасыщенный или с запахом сероводорода, в 4 - как водонасыщенный, в 21 - без признаков нефти
Отбор керна 51 (3 %) Из 14 скважин подняты образцы грунтов нефтенасыщенные, мало и остаточно нефтенасыщенные, со слабыми пятнами нефти и признаками нефти, из 25 - без признаков нефти
Испытания с помощью аппаратуры : КИИ-95 2(0,1 %) Во всех интервалах испытания получена вода
КИИ-146 23 (1,3 %) В 9 скважинах -вода, в 10 - вода с признаками нефти или пленкой нефти, в 3 отмечается слабопроницаемый пласт, в одной скважине притока не получено
Опробование в колонне 3 (0,17 %) В одной скважине получен приток воды, в двух-пласты бесприточны
Таблица 2
Тектонический УЭС, Ом-м Кп, % УЭС, Ом-м Кп, % Кн, % УЭС, Ом-м Кп, % Кн, %
элемент Вода Нефть Остаточная нефть
Мелекесская впадина 2,4-5,2 12-22 14-33 9-18 65-72 11,0-14,0 14,9-18 59,3- 59,7
Западный склон ЮжноТатарского свода 3,7-14,0 10,9-22 15,3-25,8 10,7-26,9 60-74,6 11,0-12,5 12-19,5 56,9-58,5
Южный склон ЮжноТатарского свода (Куакбашская площадь) 2-26,3 8,4-29,6 12-1000 8,0-35,9 60-94,2
I материалов ГИС выполнялась по методике с использованием зависимостей, рассчитанных в стандарте компании «Татнефть» (2013 г.). Надежно пласт-коллектор в каширском горизонте выделяется при коэффициенте пористости Кп > 8 %, по характеру насыщения к нефте-насыщенным относятся пласты с коэффициентом нефте-насыщенности Кн > 60 % [2].
Согласно работам А.К. Шельновой, по результатам исследования керна (1970 г.) Куакбашская площадь приурочена к зоне развития фаций мелководного моря с повышенной соленостью вод, где в процессе сульфатизации илов происходило отложение сульфатных пород (гипса, ангидрита). Как известно, гипс и ангидрит являются диэлектриками, эти породы очень плотные и не содержат радиоактивных компонентов, их УЭС рп > 500 Ом-м, а показания на кривой ГК менее 2 мкР/ч. Вследствие этого гипс, а также загипсованные известняки и доломиты отличаются несоответствием показаний на кривых электрических методов и нейтронного гамма-каротажа (НГК). Например, при рп = 1000 Ом-м показания на кривой НГК составляют от 1,2 до 1,5 усл. ед. [3].
Вывод А.К. Шельновой подтверждают проведенные авторами исследования. Именно содержание в разрезе каширского горизонта сульфатных пород в основном является причиной того, что по результатам переинтерпретации данных ГИС пласты-коллекторы на Куакбаш-ской площади имеют высокие значения УЭС (рп изменяется от 12 до 1000 Ом-м), поэтому при расчетах характеризуются как нефтенасыщенные - Кн варьируется от 60 до 94,2 %.
По имеющимся данным анализа керна, отобранного сверлящим керноотборником (СКО), из 1677 пробуренных на Куакбашской площади скважин в 36, встречаются включения гипса, пирита и ангидрита. УЭС пластов-кол-
лекторов, в пределах которых были отобраны образцы керна с включениями ангидрита, изменяется от 16,3 до 83,7 Ом-м, гипса - от 20 до 300 Ом-м, пирита - от 29,4 до 142,8 Ом-м.
Для сравнения в табл. 2 представлены фильтрацион-но-емкостные характеристики коллекторов в каширских отложениях на территории Республики Татарстан по тектоническим элементам.
По результатам переинтерпретации материалов ГИС скважин, приуроченных к территории Мелекесской впадины и западного склона Южно-Татарского свода, неф-тенасыщенные пласты характеризуются относительно высокими сопротивлениями от 14 до 33 Ом-м, пласты с остаточным нефтенасыщением имеют сопротивление около 11-14 Ом м, водонасыщенные - низкие сопротивления от 2,4 до 14 Ом-м.
Таким образом, высокие значения рп в пределах Куак-башской площади связаны с нередко встречающимися прослоями сульфатных пород в разрезе отложений каширского горизонта. Гипсы вследствие влияния содержащейся в их составе кристаллизационной (химически связанной) воды характеризуются на диаграммах НГК минимальными значениями интенсивности гамма-излучения по сравнению с карбонатными, песчаными и неразмытыми глинистыми породами [4]. В связи с этим плотные, но загипсованные породы (известняки, доломиты, ангидриты и др.), являющиеся неколлекторами, интерпретируются как нефтенасыщенные пласты-коллекторы с высокими коллекторскими свойствами и неф-тенасыщенностью, что приводит к неверному выделению объектов нефтеносности, завышению толщины пласта и, как следствие, завышению запасов нефти.
Например, в скв. 2238 согласно заключению ГИС выделяются водонасыщенные карбонатные породы в ин-
07'2015
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
16
тервалах 734-736,8 м (рп = 13,8 Ом-м), 736,8-738,8 м (рп = 21,8 Ом-м). В ходе переинтерпретации пласт-коллектор в интервале 734-736 м имеет рп = 83,75 Ом-м, Кн = 82,2 % и характеризуется как нефтенасыщенный. По данным отбора грунтов СКО на глубине 735 м отмечается доломит с включением ангидрита (рп = 80 Ом-м). В результате испытания аппаратурой КИИ-146 в интервале 726-744 м получена вода.
В скв. 10361 по заключению ГИС карбонатные породы в интервале 731,2-732,8 м (рп = 30 Ом-м) характеризуются как водонасыщенные. В ходе переинтерпретации пласт-коллектор в интервале 725-727,6 м (рп = 22,2 Ом-м, Кн = 75,7 %) является нефтенасыщен-ным. По результатам испытания аппаратурой КИИ-146 в интервале 725-735 м получена вода с признаками нефти.
Согласно заключению по газовому каротажу в скв. 35807 карбонатные породы в интервале 755-765 м характеризуются как слабонефтенасыщенные. В ходе пер
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.