ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 553.982
© Коллектив авторов, 2015
Влияние литолого-фациальной неоднородности на фильтрационно-емкостные свойства нижнемиоценовых коллекторов Центрального участка месторождения Дракон
A.Н. Иванов, к.т.н.,
Е.В. Фролова
(НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро»),
П.С. Рига,
B.В. Погребняк,
А.К. Таланкин, к.г.-м.н.
(Контора Промысловой геофизики
СП «Вьетсовпетро»)
Адрес для связи: ivanov.rd@vietsov.com.vn, riga.fg@vietsov.com.vn, pogrebnyak.fg@vietsov.com.vn, talankin.fg@vietsov.com.vn, elenafro.rd@vietsov.com.vn
Ключевые слова: нижнемиоценовые коллекторы, литолого-фациальная неоднородность, седиментационная модель, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), FZI.
Lithofacial inhomogeneity influence on reservoir properties of the Lower Miocene complex at the Central area of the Dragon field
A.N. Ivanov, E.V. Frolova (Research and Engineering Institute, Vietsovpetro JV, the Socialist Republic of Vietnam, Vungtau), P.S. Riga, V.V. Pogrebnyak, A.K. Talankin (Field Geophysics, Vietsovpetro JV, the Socialist Republic Vietnam, Vungtau)
E-mail: ivanov.rd@vietsov.com.vn, riga.fg@vietsov.com.vn, pogrebnyak.fg@vietsov.com.vn, talankin.fg@vietsov.com.vn, elenafro.rd@vietsov.com.vn
Key words: Lower Miocene reservoirs, litho-facial inhomogeneity, sedimentation model, reservoir properties, Flow Zone Indicator (FZI).
This paper presents the results of the sedimentology and lithology heterogeneity investigation in the complicated Lower Miocene clastic reservoirs and its relationship with the fundamental rock petrophysical properties (porosity, permeability) in the Central Dragon field (Cuu Long basin, Vietnam Offshore). Based on the seismic survey data, core lithological and petrophysical analysis data and the wireline logs the comprehensive complex analysis of the section facial characteristics had been done. The reservoir lithological heterogeneity analysis and the lithological (facies) contribution to the petrophysical properties (porosity, permeability) distribution had been evaluated with the special (advanced) petrophysical attribute - FZI (Flow Zone Indicator). Following the investigation, the highlighted depositional environments with improved reservoir properties had been determined. The research data can be used to refine the actual geological model and for the further geological prospecting objectives.
Вследствие отхода от традиционных представлений об однородной структуре пластов, состоящих из параллельно-слоистых прослоев, особый интерес вызывают сложнопостроенные объекты, слагаемые раз-нофациальными отложениями [1, 2]. Примером таких объектов является нижнемиоценовый нефтеносный комплекс Центрального участка месторождения Дракон. Значительная литологическая неоднородность нижнемиоценовых коллекторов обусловлена локальными изменениями условий осадконакопления, приведшими к образованию сложнопостроенных геологических тел. Детальная литологическая модель пласта представляет собой мощный инструмент для изучения закономерностей изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), так как в большинстве пластов фации и петро-физические характеристики тесно взаимосвязаны. Ли-тологическую изменчивость можно прогнозировать на основании достоверно подобранной седиментационной и построенной литолого-фациальной модели, а следовательно, можно спрогнозировать распределение ФЕС на неразбуренных участках [2].
Таким образом, задачи исследований заключались в анализе и оценке влияния литолого-фациальной неоднородности коллекторов нижнемиоценового возраста Центрального участка месторождения Дракон на их ФЕС.
Методика исследований
Для успешного прогнозирования размеров и форм природных резервуаров нефти, распространения и ФЕС коллекторов необходимо построение литолого-фациальной модели, характеризующей развитие осадконакопления во времени и пространстве. Проведенные исследования базировались на комплексировании геолого-геофизических данных и различных методик, включающих:
1) систематизацию проведенных ранее исследований продуктивных горизонтов нижнемиоценовой толщи;
2) проведение сейсмофациального анализа, детальной интерпретации сейсмических материалов на основе анализа сейсмических толщ, контроля моделей отражений и изучения последовательности отложений сейсмических толщ;
3) интерпретацию данных геофизических исследований скважин (ГИС) с целью палеореконструкций с применением электрофациального анализа, основанного на изучении по данным радиоактивного каротажа (ГК) и самопроизвольной поляризации (ПС) особенностей распределения гранулометрической неоднородности пласта по разрезу, характеризующей гидродинамику процесса осадконакопления [1, 3, 4];
4) изучение кернового материала с позиций литолого-фа-циального анализа, определение основных признаков, необходимых для идентификации обстановок осадконакоп-
ления (гранулометрический состав, отсортированность материала, текстура (слоистость), наличие и количество органических веществ, контакты и переходы) [5];
5) анализ карт изопахит и данных биостратиграфических исследований;
6) изучение петрофизических зависимостей по результатам лабораторных исследований кернового материала, выделение классов коллекторов по методике специальных петрофизических алгоритмов: Flow zone indicator (FZI) -индикатор зоны притока, Hydraulic Flow Units (HFU) - гидравлические единицы потока [6].
Объект исследований
Отложения нижнемиоценового нефтеносного комплекса Центрального участка месторождения Дракон характеризуются значительной пространственной литологической неоднородностью. На участке выделяются четыре продуктивных пласта (21, 22, 23, 24) с самостоятельными залежами. Первые три пласта разделены на прослои (21А, 21B, 22А, 22B, 22С, 22D, 22Е, 23А, 23В). Верхняя часть нижнемиоценовой толщи сложена ритмичным чередованием пород двух литологических типов (песчаников и смешанных песчано-алевро-глинистых пород), образующих пачки толщиной около 1-7 м. Пачки имеют однородное строение или в различной степени дифференцированы по структурному признаку.
Песчаники бурые, буровато-серые и серые в зависимости от наличия и интенсивности нефтенасыщения, полимикто-вые аркозовые, преимущественно крупнозернистые и раз-нозернистые с примесью гравийного материала, средней и плохой сортировки. Реже песчаники имеют мелкозернистую или средне-мелкозернистую структуру и среднюю до хорошей сортировку. Их текстура массивная и неявно выраженная крупнослоистая. В разрезах отдельных скважин развиты песчаники тонкослоистой ровно- и линзовидно-косо-волнистой текстуры с изменяющимися по разрезу углами падения прослоев. Песчаники слабо заилены, по разным скважинам среднее содержание глинистого материала составляет 4-7 %, что с учетом незначительной степени уплотнения зернистого каркаса обеспечивает довольно слабую связь зерен цементом контактово-пленочного типа и сохраняет их первичную межзерновую пористость.
Смешанные песчано-алевро-глинистые породы имеют пестроцветные окраски, изменяющиеся от равномерных красновато-коричневых, зеленовато-серых, интенсивно насыщенных вишнево-коричневых, участками с фиолетовым оттенком до резко неравномерных, с различным рисунком пятнистых пестроцветных с преобладанием красноватых тонов при подчиненном и резко подчиненном значении зеленовато-серых пятен и прожилок. Смешанные породы характеризуются существенной структурно-вещественной неоднородностью.
Полученные результаты
По результатам фациальных реконструкций практически во всех продуктивных прослоях (21А, 22А, 22В, 22D, 22E, 23A, 23B) в северо-западной части участка выделяется активное подвижное баровое мелководье. Дельтовые конусы выноса слагают вытянутые в западном, юго-западном, южном направлениях тела обломочного материала почти во всех пластах. Приливно-отливная отмель, рассе-
ченная дельтовыми (приливными) каналами и приустьевыми барами дельтовых проток, встречается только в верхней части разреза (прослои 21А, 21В), в северной части участка, что отражается в ухудшении ФЕС вследствие значительной глинизации коллекторов. Все продуктивные пласты характеризуются преобладающим влиянием на их строение отложений малоподвижного мелководья. Для всех прослоев отмечено наличие аккумулятивных островно-отмельных форм, конфигурация которых незначительно изменяется в зависимости от направления береговой линии.
Для отложений нижнемиоценового комплекса обломки пород преобладают в составе песчаного и гравийно-галеч-ного материала, среди них в большей степени распространены гранитоиды, что свидетельствует о преобладающем кислом и среднем составах пород области сноса. Учитывая слабую степень окатанности зерен кварца и полевых шпатов, среднюю, иногда плохую степень отсортированности обломочного материала, можно допустить транспортировку материала на близкие расстояния при быстром захоронении. В таких условиях источником сноса обломочного материала могли служить гранитные, диоритовые и габбро-диоритовые интрузивные массивы поднятия Коншон и в меньшей степени континентальной части Вьетнама. В целом отложения нижнемиоценовой толщи были образованы в условиях прибрежно-морского мелководья, активного подвижного барового мелководья с изменением пространственного положения тел дельтовых конусов выноса, островно-отмельных аккумулятивных построек и прилив-но-отливной равнины с дельтовыми каналами и приустьевыми барами дельтовых проток.
Основным материалом для интерпретации данных ГИС, построения геологической модели, подсчета запасов углеводородного сырья, проектирования разработки месторождения являются результаты петрофизических исследований керна, которые были проанализированы в зависимости от фациальной принадлежности пород. Каждая обстановка осадконакопления имеет свое пространственное развитие, и ФЕС коллектора могут быть охарактеризованы индивидуальной зависимостью проницаемости от пористости. В разрезах это отражается в последовательном изменении гранулометрических разностей, влияющих на проницаемость, от подошвы к кровле пласта либо в однородном, градационном, флуктуационном распределениях зернистости. Каждой
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.