Effect of secondary processes on the petrophysical properties of sand rock of the tanopchin formation of the Tambey field (Yamalo-Nenets autonomous okrug)

Full Text

Введение

Традиционные способы обнаружения продуктивных пластов становятся всё менее эффективными, возникает необходимость в разработке и применении новых методик для обнаружения пропущенных залежей углеводородов [1, 2]. В этом контексте предложен метод статистически-корреляционной интерпретации (СКИ) данных геофизических исследований скважин (ГИС) для обнаружения углеводородов в пластах, который подробно рассмотрен в работах томского профессора И.А. Мельника [3]. Эта разработка позволяет обнаружить продуктивные пласты без необходимости проведения новых исследований кернового материала, вместо этого используя уже имеющиеся материалы потенциалов собственной поляризации (СП), гамма-каротажа (ГК), нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННКт), нейтронного гамма-каротажа (НГК) и кажущегося удельного электрического сопротивления (УЭС) [4]. Путем анализа этих данных определяются интенсивности вторичных процессов, таких как: каолинитизация, пелитизация, карбонатизация, пиритизация, а также статистический показатель двойного электрического слоя (ДЭС) в интересуемом терригенном интервале. Следующим шагом определяются перспективные участки с низким УЭС и с учетом интенсивности вторичных процессов, влияющих на УЭС, ранжируются по уровню вероятной перспективности данных участков. После анализа результатов испытаний пластов в исследуемой зоне и сопоставления интенсивностей вторичных процессов с характером насыщения определяются показатели, которые позволяют выявить залежи углеводородов, пропущенные при традиционной интерпретации данных геофизических исследований скважин. Новая технология позволяет более точно определять залежи углеводородов и оптимизировать процессы добычи.

Актуальность работы высока, поскольку выделение взаимосвязи между фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и вторичными процессами способствует выявлению упущенных залежей нефти и газа.

Цель работы – изучить влияние вторичных процессов на ФЕС пород нижней группы продуктивных пластов ТП_19-20 танопчинской свиты Северо-Тамбейского лицензионного участка.

В своей работе И.А. Никитин подтверждает валидность данного метода на основе интерпретации 50 скважин, заложенных на антиклинальной части Сургутского свода Ханты-Мансийского автономного округа [5]. Анализ с применением статистических методов позволил выявить параметр ДЭС, который указывает на статистическую интенсивность вторичных процессов.

В трудах И.А. Мельника представлено детальное изучение метода: он выявляет связь статистических и сейсмических данных; дает представление о распределении интенсивностей вторичных процессов в продуктивных юрских и меловых отложениях на территории Томской и Тюменской области [6].

Научной новизной работы является выявление связи интенсивности протекания вторичных процессов с петрофизическими свойствами пород танопчинской свиты Восточно-Ямальского подрайона Ямало-Гыданского района.

Объекты и методика исследования

Для определения влияния вторичных процессов на ФЕС пород была использована статистически-корреляционная интерпретация на основе материалов ГИС старого фонда.

Статистически-корреляционная интерпретация представляет собой инновационный подход к анализу геологических данных с целью обнаружения пропущенных низкоомных пластов на нефтегазовых месторождениях. В основе предлагаемого метода СКИ материалов ГИС лежит не усредненное (по интервалу) показание изменения величины одной каротажной диаграммы, а совокупно-синхронное, корреляционное изменение точечно-дискретного массива данных в исследуемом интервале двух каротажных диаграмм либо петрофизических данных. С помощью данного метода удается установить статистически-корреляционные регрессии, полученные в результате переинтерпретации стандартного комплекса ГИС между различными петрофизическими и геофизическими параметрами, изменения которых обусловлены соответствующими вторичными геохимическими процессами [7, 8].

Вторичные геохимические процессы играют ключевую роль в эволюции геологической среды и определении состава геологических пород. Под воздействием различных физических и химических факторов, таких как: высокие температуры и давление, воздействие флюидов, происходят реакции и превращения минеральных компонентов, что отражается в геологической структуре земной коры.

Статистическая интенсивность (i) вторичных процессов выражает как качественную (R²), так и количественную (Y) меру регрессионных связей (1):

i=YR²,                                 (1)

где Y – интервальный параметр, т. е. доля исследуемого интервала песчаной породы в скважине, в которой корреляционная связь между исследуемыми параметрами |R|>0,6; R – коэффициент корреляции [3].

Внедрение полученного уравнения значительно улучшает интерпретацию материалов ГИС и обеспечивает возможность определения интенсивности различных геохимических процессов по их корреляционным связям.

Для лучшего понимания сделаем остановку на ключевых идеях. Осадочный бассейн представляет собой замкнутую геологическую систему, в которой происходят процессы наложенного эпигенеза. Наложенный эпигенез связан с глубинной флюидомиграцией (с последующим геохимическим преобразованием породы) по разломам и трещинам литосферы, обусловленной тектоническими процессами, приводящими к трансформации геологических систем и подвергающими прилегающую площадь локальным изменениям [9]. Эти процессы возникают после накопления многокилометровых слоев разнообразных осадков и их превращения в осадочные породы под действием температуры и давления. В своих работах Б.А. Лебедев обсуждает вопрос о неизбежности проявления постседиментационных процессов, которые петрографически встречаются повсеместно [10].

Наложенные изменения вызываются внедрением агрессивных флюидов в породы из внешних источников. Зоны наложенного эпигенеза занимают секущее положение относительно напластования пород, что и позволяет их точно диагностировать. Потенциальные маршруты миграции углеводородов возможны при наличии субвертикальных и субгоризонтальных дислокаций [11, 12]. Данные выводы подчеркивают важность флюидодинамических факторов в формировании залежей углеводородов. Интенсивность протекания тектонических процессов определяет возникновение динамически-ослабленных зон с последующей флюидомиграцией [13]. В результате возникают геохимические нарушения в природных системах и формируются зоны наложенного эпигенеза.

Изучение зависимостей проводилось на основе нижней группы продуктивных пластов ТП_19-20 танопчинской свиты Северо-Тамбейского участка.

Северо-Тамбейский лицензионный участок расположен в Ямало-Ненецком автономном округе (в 615 км от г. Салехарда) Российской Федерации. В 1982 г. было открыто Тамбейское месторождение, считающееся одним из крупнейших по запасам газа в России, в пределах которого и находится Северо-Тамбейский лицензионный участок. На Северо-Тамбейском лицензионном участке Тамбейского месторождения открыто 28 газовых и 19 газоконденсатных залежей.

Согласно тектоническому районированию, Северо-Тамбейская структура находится на северо-востоке Западно-Сибирской эпигерцинской плиты. Месторождение приурочено к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Характеризуется наличием сложных литологически-экранированных и пластово-сводовых залежей [14, 15].

Продуктивные пласты залегают в нижней части танопчинской свиты, которая была сформирована в мелководно-морском бассейне, что отражается на его литологии, и представляет собой чередование алеврито-песчаного коллектора и глинистых пачек, которые выдержаны по разрезу и хорошо прослеживаются по площади [16]. Группа пластов ТП_19-20 подстилается глинами арктической пачки и перекрывается глинами нейтинской пачки [17].

На диаграммах ГИС пачка глин уверенно выделяется по низким значениям кажущегося сопротивления (до 2,3 Ом·м), высокой электропроводности (до 330 мСм/м), резкому увеличению диаметра скважины до 0,46 м, низким значениям (до 0,86 у.ед.) кривой НГК и положительной аномалии кривой ПС.

Согласно результатам ГИС, отложения, перекрывающие нижние продуктивные пласты танопчинской свиты, представлены глинами с положительной аномалией на кривой ПС и обладают повышенной радиоактивностью. Высокие значения кажущегося УЭС и низкие НГК указывают на то, что породы обогащены углефицированной растительной органикой, а также содержат прослои углей.

В разрезе нижней части танопчинской свиты выделяются несколько седиментационных циклов (ритмов) с увеличением гранулометрического состава пород снизу вверх и в целом отражают общее регрессивное строение разреза.

По литологическому составу разрез представлен чередованием глин, песчаников, алевролитов и карбонатных минералов. Глинистые породы однозначно выделяются по положительной аномалии кривой ПС, высоким значениям кривой ГК и низким значениям кажущегося сопротивления. На наличие карбонатных минералов указывает значительное увеличение сопротивления и высокие значения кривой НГК. Песчаные и песчано-алевритовые породы характеризуются на диаграммах ПС отрицательными амплитудами, на диаграммах ГК – пониженными значениями радиоактивности. Среднее значение коэффициента песчанистости для пласта ТП₂₀ составляет 0,46 д. ед, для пласта ТП₁₉ – 0,47 д.ед.

Так, в скважине № 41, расположенной на юге участка, пласты представлены неравномерным линзовидным переслаиванием песчаного и глинистого материала. На севере участка в скважине № 140 литология пластов определена алевролитом серым, глинистым, тонкослоистым. В скважине № 212, в сводовой части центрального купола, породы представлены песчаником светло-серым, мелкозернистым, алевритистым, с редкими прерывистыми слоями и скоплениями слюдисто-углистого состава.

Результаты исследования

На основе данных таблицы построена зависимость (2) коэффициента проницаемости от коэффициента пористости для нижней группы пластов танопчинской свиты:  

 ${\text{К}}_{\text{пр}}=\mathrm{0,0017}{\text{exp}}^{\mathrm{57,712}\cdot {\text{К}}_{\text{п}}},$          (2)

где К_пр – коэффициент проницаемости; К_п – коэффициент открытой пористости.

Полученные данные образцов пород позволили сделать вывод о том, что ФЕС распределены неравномерно. Подобные результаты получены в работах при исследовании группы пластов ТП₁₇-ТП₂₃ [18, 19]. Так, максимальные значения пористости достигают 0,17 д. ед. в сводовой части восточного купола в скважине № 137. В направлениях на запад и север значения параметра К_п уменьшаются (рис. 1).

Значения параметра К_пр достигают максимальных отметок 13,5 мД в скважине № 130 и уменьшаются в направлениях на юго-запад и северо-запад (рис. 2).

Полученная зависимость позволила сделать вывод о том, что выделяется ряд образцов, имеющих повышенную проницаемость по отношению к низкой пористости, это говорит о том, что для этих скважин характерны трещиноватые разности, что является свидетельством протекания активных вторичных процессов, а именно пелитизации в ряде скважин (рис. 3).

Таблица. Значения для расчетов

Table. Values for calculations

Рис. 1. Карта пористости нижней группы продуктивных пластов ТП_19-20 танопчинской свиты

Fig. 1. Porosity map of the lower group of productive strata TP_19-20 of the tanopchin formation

Рис. 2. Карта проницаемости нижней группы продуктивных пластов ТП_19-20 танопчинской свиты

Fig. 2. Permeability map of the lower group of productive strata TP_19-20 of the tanopchin formation

Рис. 3. Обобщенная зависимость фильтрационно-емкостных параметров нижней группы пластов ТП_19-20 танопчинской свиты

Fig. 3. Generalized dependence of filtration and reservoir parameters of the lower group of strata TP_19-20 of the tanopchin formation

Анализ полученных данных показал, что рост вторичных каолинитовых фракций в составе песчаника однозначно положительно влияет на пористость и проницаемость пород (рис. 4). Каолинит, как продукт кислотной обстановки, развит в коллекторах практически повсеместно и является ключевым минералом реакции эпигенеза. Матрица породы растворяется в углекислой среде, образуются новые соединения, происходит реорганизация структуры породы. Углекислотный метасоматоз представляет собой подвид кислотного метасоматоза, при котором активатором выступает раствор, который образован путем насыщения воды углекислым газом – углекислотой (СО²). Согласно Б.А. Лебедеву, углекислотный метасоматоз признается ключевым процессом, способствующим формированию эффективного порового пространства в осадочных породах [10]. Чем более интенсивно проявляется процесс выноса петрогенных компонентов из вмещающих пород, тем больший объем пустотного пространства образуется в данном участке горной породы, что, соответственно, приводит к увеличению ФЕС.

Рис. 4. График зависимости средних значений пористости (а) и проницаемости (б) от интенсивности каолинитизации нижней группы пластов ТП_19-20 танопчинской свиты

Fig. 4. Graph of the dependence of the average values of porosity (a) and permeability (b) on the intensity of kaolinitization of the lower group of strata TP_19-20 of the tanopchin formation

Анализ протекания в породе процесса пелитизации привел к выводу о том, что с ростом пелитизации увеличивается проницаемость, наблюдается высокая положительная корреляция (рис. 5).

В песчаных отложениях увеличение интенсивности карбонатизации вызывает ухудшение коллекторских свойств пород за счет отложения карбонатных материалов при резком падении давления и увеличении pH среды [20]. Интенсивность отложения в пустотах зависит от объемов вступающей в реакцию углекислоты, содержания алюмосиликатов и наличия первичного объема пустотно-порового пространства (рис. 6).

Влияние пиритизации на коллекторские свойства нижних пластов танопчинской свиты выражено активно: проницаемость и пористость уменьшаются, практически достигая 0. Пириты локализуются в наиболее проницаемых трещиноватых зонах обломочных пород, тем самым заполняя трещины, что приводит к их закупориванию. Поэтому пиритизацию можно относить к числу процессов, ухудшающих ФЕС коллекторов (рис. 7).

Рис. 5. График зависимости средних значений пористости (а) и проницаемости (б) от интенсивности пелитизации нижней группы пластов ТП_19-20 танопчинской свиты

Fig. 5. Graph of the dependence of the average values of porosity (a) and permeability (b) on the intensity of pelitization of the lower group of strata TP_19-20 of the tanopchin formation

Рис. 6. График зависимости средних значений пористости (а) и проницаемости (б) от интенсивности карбонатизации нижней группы пластов ТП_19-20 танопчинской свиты

Fig. 6. Graph of the dependence of the average values of porosity (a) and permeability (b) on the intensity of carbonatization of the lower group of strata TP_19-20 of the tanopchin formation

Рис. 7. График зависимости средних значений пористости (а) и проницаемости (б) от интенсивности пиритизации нижней группы пластов ТП_19-20 танопчинской свиты

Fig. 7. Graph of the dependence of the average values of porosity (a) and permeability (b) on the intensity of pyritization of the lower group of strata TP_19-20 of the tanopchin formation

Обсуждение результатов исследования

Процессы наложенного эпигенеза влияют не только на минеральный состав пород, но и на ФЕС породы. В процессе углекислотного метасоматоза может протекать каолинитизация глинистых минералов, а также полевых шпатов. Итогом повышения кислотности является растворение матрицы породы и пустотно-порового пространства, что в свою очередь приводит к прямо пропорциональной зависимости глинистости и пористости.

Каолинитизация протекает при углекислотном метасоматозе. Далее, после ощелачивания среды в процессе щелочного метасоматоза, в межпоровых фильтрационных каналах растворяется каолинит и с меньшей интенсивностью протекает процесс пелитизации. Щелочной метасоматоз приводит к пелитизации калиевого полевого шпата, что способствует образованию трехслойных глинистых минералов и выделению свободных ионов. В результате выдвигается гипотеза: гидролиз в слабощелочной среде приводит к последующему ощелачиванию породы и формированию смектитов, которые обладают наивысшей емкостью катионного обмена и площадью сорбционной поверхности. Вследствие уширения каналов фильтрации повышается емкость коллектора, что приводит к увеличению проницаемости в несколько раз.

Таким образом, наблюдается связь между вторичными процессами и ФЕС пород: вторичная пелитизация коррелирует с проницаемостью, а вторичная каолинитизация – с пористостью.

На основе полученных материалов подтверждено влияние вторичных процессов на петрофизические свойства пород. За счет резкого падения давления и последующего увеличения pH пористой среды карбонаты выпадают в осадок, ухудшая тем самым коллекторские свойства: пористость и проницаемость. Иная ситуация происходит при вторичной каолинитизации. Чем более интенсивно проявляется процесс выноса компонентов матрицы из вмещающих пород, тем больший объем пустотного пространства образуется, соответственно, формируются дополнительные каналы фильтрации, что приводит к увеличению ФЕС.

Заключение

Результаты исследования влияния вторичных процессов на ФЕС пород позволили сделать следующие выводы.

• Анализ данных наложенного эпигенеза подтвердил, что вторичные геохимические процессы приводят к формированию различных минеральных новообразований и влияют на коллекторские свойства пород-коллекторов, тем самым разуплотняя или уплотняя их.
• Изучение процессов наложенного эпигенеза на Северо-Тамбейском лицензионном участке позволило установить, что карбонатизация и пиритизация – ухудшают коллекторские свойства, а каолинитизация и пелитизация ведут к улучшению коллекторских свойств пород.
• Выявлена разная степень развития процессов наложенного эпигенеза на участке. Так, отклонение трех точек на рис. 3 позволило предположить развитие пелитизации на участке недр.
• Объяснен механизм влияния вторичных процессов на ФЕС. Так, карбонатизация ухудшает коллекторские свойства при резком падении давления и последующем увеличении pH среды; каолинитизация проявляется за счет интенсивного выноса петрогенных компонентов и образования дополнительных каналов фильтрации, что ведет к увеличению ФЕС; увеличение интенсивности пиритизации приводит к ухудшению ФЕС пород вследствие заполнения пиритами трещиноватых зон обломочных пород.
• Выдвинута гипотеза о влиянии пелитизации на петрофизические свойства породы: пелитизация калиевых полевых шпатов приводит к увеличению емкости коллектора, что способствует увеличению проницаемости в несколько раз.

При выраженной высокой пористости проницаемость породы не всегда высока, соответственно, не всегда достигаются высокие значения ФЕС для продуктивного коллектора, поскольку решающую роль играет литология пластов, на формирование пород которых оказывают влияние вторичные процессы.

Понимание природы вторичных процессов, влияющих на ФЕС пород, является важным для оценки и прогнозирования эффективности коллекторов. Изучение этих процессов позволяет лучше понять, как изменения в породах могут влиять на проницаемость и пористость, что в свою очередь помогает оптимизировать процессы поиска и разведки природных ресурсов. 

About the authors

Yulia Yu. Zhdanova

Author for correspondence.
Email: yym3@tpu.ru

Postgraduate Student

References

Supplementary files

Supplementary Files

Action

1. JATS XML

Download

2. Fig. 1. Porosity map of the lower group of productive strata TP19-20 of the tanopchin formation

Download (25KB)

Indexing metadata

3. Fig. 2. Permeability map of the lower group of productive strata TP19-20 of the tanopchin formation

Download (31KB)

Indexing metadata

4. Fig. 3. Generalized dependence of filtration and reservoir parameters of the lower group of strata TP19-20 of the tanopchin formation

Download (27KB)

Indexing metadata

5. Fig. 4. Graph of the dependence of the average values of porosity (a) and permeability (b) on the intensity of kaolinitization of the lower group of strata TP19-20 of the tanopchin formation

Download (25KB)

Indexing metadata

6. Fig. 5. Graph of the dependence of the average values of porosity (a) and permeability (b) on the intensity of pelitization of the lower group of strata TP19-20 of the tanopchin formation

Download (28KB)

Indexing metadata

7. Fig. 6. Graph of the dependence of the average values of porosity (a) and permeability (b) on the intensity of carbonatization of the lower group of strata TP19-20 of the tanopchin formation

Download (26KB)

Indexing metadata

8. Fig. 7. Graph of the dependence of the average values of porosity (a) and permeability (b) on the intensity of pyritization of the lower group of strata TP19-20 of the tanopchin formation

Download (25KB)

Indexing metadata