Геологическое строение и особенности нефтегазоносности формации Кишн на основе комплексирования геолого-геофизических данных (на примере нефтяного месторождения Шариуф) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Абдулла Имад Аднан Номан

• Абдулла Имад Аднан Номан
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Абдулла Имад Аднан Номан

ВВЕДЕНИЕ

1. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЯНЫХ ПРОВИНЦИЙ В РЕСПУБКИКЕ ЙЕМЕН

1.1 Геолого-геофизические исследования в связи с поиском и разведкой нефтеносных горизонтов республики Йемен

1.2 Перспективы нефтеносности бассейнов Сабъатайн и Сайун-Масила

ВЫВОДЫ

2. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МАТЕРИАЛОВ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОСТРОЕНИЯ МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ШАРИУФ

2.1 Особенности интерпретация отражающих горизонтов, выделения и трассирования тектонических нарушений по результатам сейсморазведки

2.2 Обработка результатов интерпретации сейсмопрофилей в пределах формаций Саар, Кишн, Харшават, Фартак

2.3 Построение структурных карт для продуктивных отложений формаций Саар, Кишн, Харшават, Фартак- первый этап формирования геологической модели

ВЫВОДЫ

3. ФОРМИРОВАНИЕ БАЗЫ ДАННЫХ. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

3.1. Формирование базы данных с применением результатов ГИС

3.2 Исследования основных литологических и фильтрационно-емкостных свойств отложений формации Кишн для построения геологической модели

3.3 Идентификация компонентов литологии и пористости матрицы коллектора методами анализа кросс-плотов ГИС. (на примере скважин Шариуф 01, 02,04,08,09,29)

ВЫВОДЫ

4. КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ ЗАЛЕЖЕЙ ФОРМАЦИИ КИШН

4.1 Основные этапы построения трехмерной модели нефтеносных отложений формации Кишн комплексированиемГИС

4.2 Особенности фациального (литологического) моделирования залежей формации Кишн с применением ГИС

4.3 Особенности петрофизического моделирования

залежей формации Кишн

4.4 Особенности моделирования зон ВНК залежей формации Кишн. Подсчет запасов. Оценка достоверности модели

4.5 Подсчёт запасов

ВЫВОДЫ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОКИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

134

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геологическое строение и особенности нефтегазоносности формации Кишн на основе комплексирования геолого-геофизических данных (на примере нефтяного месторождения Шариуф)»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. В настоящее время в связи с истощением запасов большинства месторождений нефти и газа, расположенных на территории Республики Йемен, необходима детализация их геологического строения. Дополнительная информация о строении продуктивных отложений, полученная в ходе проведения доразведки разрабатываемых залежей углеводородов, способствует повышению эффективности освоения остаточных запасов.

Моделирование залежей углеводородов на основе совместного изучения результатов геологических, промыслово-геофизических исследований скважин (ГИС) и материалов сейсморазведки позволяет выявить и проанализировать неоднородности строения продуктивных отложений, а также уточнить строение залежей углеводородов, что позволило построить детальную геологические модели по разрабатываемым залежам.

Степень разработанности темы.

Трехмерное геологическое моделирование нефтяных и нефтегазовых месторождений представляет собой надёжный инструмент для повышения эффективности освоения нефтяных залежей. С её помощью можно изучать и осваивать сложные геологические нефтегазоносные объекты, характеризующиеся существенной неоднородностью. Методы трехмерного структурного, фациального и петрофизического моделирования применялись многими авторами в различных бассейнах по всему миру, на пример: Abdelmaksoud, 2019; Abdelwahhab, 2020; Ali, 2020; Haque, 2016; Islam, 2020; Okoli, 2021; Oyeyemi, 2019; Qadri, 2019; Soleimani, 2017).

Цель работы: Изучение геологического строения, на основании которого повысить эффективность освоения залежей формации Кишн месторождения Шариуф, выполненного в результате комплексирования геолого-геофизических данных и построения цифровых моделей 3Д.

Основные задачи исследования

1. Актуализировать структурные планы целевых горизонтов и выявить дизъюнктивные нарушения исследуемой территории на основании комплексной интерпретации сейсмических и скважинных данных.

2. Сформировать базу данных.

3. Провести обработку результатов геофизических исследований скважин (ГИС) для дальнейшего моделирования. Изучить литолого-петрофизические характеристики продуктивных пластов (литогенетические типы, коэффициенты глинистости, пористости и нефтенасыщенности) как по стволу скважин, так и по латерали.

4. Построить схемы фациальной зональностей целевых пластов месторождения Шариуф на основании анализа ГИС-фаций.

5. Выполнить трёхмерное моделирование 3Д нефтяных пластов месторождения Шариуф на основании комплексного анализа материалов сейсморазведки и бурения.

6. Оценить запасы углеводородов месторождения Шариуф.

7. Выявить перспективные участки для дальнейших поисков и разведки залежей нефти.

8. Разработать рекомендации для проведения дополнительных геологоразведочных работ.

Объект исследования: нефтяного месторождения Шариуф.

Предмет исследования: подсчёт запасов углеводородов и оценка перспектив нефтегазоносности формации Кишн.

Научная новизна исследования:

1. На основании детального анализа данных сейсморазведки впервые выявлены закартированы и выполнен анализ дизъюнктивных нарушений и обоснован блоковый характер строения месторождения Шариуф.

2. Впервые для данного месторождения построены схемы особенностей изменений условий осадконакопления продуктивных пластов на основании анализа ГИС-фаций формации Кишн месторождения Шариуф.

3. Уточнены основные литолого-петрофизические параметры коллекторов формации Кишн.

4. Актуализированы детальные трехмерные геолого-статистические модели залежей месторождения Шариуф на основе детального изучения геологического строения продуктивных отложений месторождения Шариуф.

5. Актуализирована оценка запасов нефти залежей месторождения Шариуф.

Теоретическая ценность научных работ и их практическая значимость работы.

Теоретическая ценность работы заключается в:

Теоретическая значимость работы заключается в методическом подходе к комплексированию геолого-геофизической информации (установлена фациальная зональность продуктивных отложений, обоснован блоковый тип строения залежей и осуществлен анализ литолого-петрофизических свойств пластов), на основании которого был актуализирован граф трехмерного моделирования залежей нефти.

Практическая значимость работы заключается:

1. Обоснован блоковый тип строения месторождения Шариуф.

2. Созданы карты эффективных нефтенасыщенных толщин, песчанистости, пористости и коэффициентов нефтенасыщенности.

3. Созданы детальные геологические модели нефтяных залежей на основе комплексирования данных сейсморазведки 2D и бурения.

4. Актуализирована оценка запасов залежей нефти месторождения Шариуф на основании построенных цифровых трехмерных геологических моделей.

5. Построены схемы условий осадконакопления продуктивных пластов на основании анализа ГИС-фаций.

Методология и методы исследования.

Поставленные задачи решались на основании комплексного анализа данных сейсморазведки, а также промыслово-геофизических и геологической материалов,

которые были положены в основу построения в программном комплексе Petrel геологических моделей нефтяных залежей месторождения Шариуф. Обработка результатов проводилась в ПК Petrel.

В процессе работы использовались следующие методы и материалы исследований: Данные по 10 скважинам, 15 сейсмических профилей и результаты литолого-петрофизических исследований по соседним месторождениям.

Полученные результаты и выводы позволяют сформировать основную базу данных промысловых и геофизических параметров для проведения исследований пластов и дальнейшего геологического моделирования.

Защищаемые положения

1. Установлен блоковый характер залежей месторождения Шариуф, закартированы и проанализированы дизъюнктивные нарушения, актуализированы структурные планы продуктивных пластов на основании комплексной интерпретации материалов сейсморазведки 2D и бурения.

2. Уточнены литогенетические типы продуктивных пластов и определены особенности накопления исследуемых отложений на основании выполненного комплексного анализа промыслово-геофизических методов и характера изменений форм кривых гамма-каротажа.

3. Актуализированы трехмерные цифровые геологические модели залежей формации Кишн месторождения Шариуф, имеющих блоковый тип строения, что позволило повысить эффективность выделения наиболее перспективных участков для первоочередного разбуривания и выполнить оценку запасов нефти.

Соответствие паспорту специальности.

Диссертация соответствует паспорту специальности 1.6.11. Геология, поиски, разведка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений в части:

1. Происхождение и условия образования месторождений нефти и газа:

• геология нефтяных и газовых месторождений, тип месторождений, их классификация;

• резервуары нефти и газа, типы коллекторов и покрышек;

• нефтегазоносное районирование недр (нефтеносные провинции и бассейны).

2. Прогнозирование, поиски, разведка и геолого-экономическая оценка месторождений:

• методология прогнозирования, оценки ресурсов и подсчет запасов нефти и газа;

• современные методы поисков и разведки месторождений.

3. Геологическое обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений.

Степень достоверности результатов проведенных исследований

Достоверность научных выводов и рекомендаций обеспечена использованием современных методик и теоретических изысканий, сформулированных в трудах российских и зарубежных ученых по геологии, поиску и разведке месторождений нефти и газа.

Геолого-геофизические исследования, результаты их интерпретации и оценку запасов углеводородов выполнены на сертифицированном оборудовании и программном обеспечении.

Анализ полученных результатов исследований производился с помощью современных методик сбора и обработки исходной информации с учетом критериев подобия и воспроизводимости результатов.

Выносимые на защиту положения диссертации опубликованы в рецензируемых журналах, относящихся к спискам ВАК и Scopus, доложены на конференциях различного уровня. Достоверность интерпретации геофизических данных, выполненной соискателем, подтверждена экспертами Йеменской нефтяной компании.

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 11 научных трудов, из них 3 статьи опубликованы в рецензируемых научных изданиях, входящих в перечень ВАК РФ, 4 статьи опубликованы в изданиях, включенных в международные базы

данных (Web of Science, Scopus), 4 доклада, представленных на научных-конференциях.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из (введения, физико-географический очерк, сейсмическая интерпретация, петрофизический анализ, моделирование резервуара), заключения и списка литературы. Содержание работы изложена на 144 страницах, включая 48 рисунков, 7 таблиц. Список литературы включает 104 наименований.

Благодарности

Автор благодарен научному руководителю д.г.-м.н. П.Н. Страхову за помощь, постановку задачи, обсуждение результатов и постоянное внимание к представленной работе. Автор выражает глубокую признательность и благодарность д.т.н. Тюкавкиной О.В. за объективные замечания и советы, позволившие повысить качество работы. Автор признателен сотрудникам Проекта развития банка данных (DBDP) и коллегами - Набиль Аль-Арик, Мухаммед М.Г, которые занимались вопросами изучения нефтегазоносности отложений бассейна Сайун-Масила, активная работа с ними повысить представительность диссертации в целом. Особую благодарность автор выражает к.г.-м.н. А.Е. Котельникову за практические советы при подготовке диссертационной работы, а также своим коллегам Абу дунья Доаа, Ромеро Моисес и Хассан Мусаб из Департамента недропользования и нефтегазового дела РУДН за совместную работу, что способствовало становлению и развитию идей, положенных в основу диссертации.

1. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЯНЫХ ПРОВИНЦИЙ В РЕСПУБКИКЕ ЙЕМЕН

1.1 Геолого-геофизические исследования в связи с поиском и разведкой нефтеносных горизонтов республики Йемен

Республика Йемен расположена в юго-западном части Аравийского полуострова, занимает площадь 527970 км2, включая остров Сукатра, находящийся у входа в Аденский залив, и остров Перим, расположенный в южной части Красного моря. Йеменская Республика имеет сухопутные границы с Саудовской Аравией, протяженностью 1458 км на севере, и с Оманом, протяженностью 288 км на востоке. Береговая линия Йемена, общей протяженностью около 1906 км в западной части государства проходит вдоль Красного моря и в южной части вдоль Аденского залива.

Начало геологических исследований Йемена датируются XIX веком, но вплоть до начала 1980-х годов данные изыскания ограничивались только и обнажений. В это время были описаны некоторые структурные уровни осадочных бассейнов [21 - 22, 24, 49-51, 101]. Результаты полевых исследований, проведенных такими первопроходцами: F. Geukens, Z. R. Beydoun, и J. E. G. W. Greenwood в 1950-1960-х годах, оставались краеугольным камнем знаний о геологии Йемена вплоть до конца 1980-х годов, когда Йемен был политически разделен на Северный Йемен (Йеменская Арабская Республика со столицей Сана) и Южный Йемен (Народная Демократическая Республика Йемен, ДНР, со столицей Аден).

В 1980-х годах геофизические исследования [58] и разведка нефти, позволили компании Хант-ойл открыть (1984 г.) месторождение Алиф в бассейне Сабъайтан [47], дали возможность получить представление о строении прибрежных осадочных бассейнов Йемена. С объединением Йемена в 1990 году и разведкой бассейнов страны международными нефтяными компаниями (Agip, British Petroleum, British Gas, Chevron, DNO, Hunt, Nexen, Occidental и Total)

исследования в области йеменских осадочных бассейнов значительно возросли по результатам: [18, 25-26, 30, 46, 60, 74, 86], были опубликованы стратиграфические расшифровки Йемена под редакцией [25], что стало еще одним ориентиром в геологии Йемена.

Протерозойский фундамент нубийско-аравийского щита фиксируется под большей частью сухопутного Йемена [17, 99-100], таким образом, тектоническая история Йемена, периода Гондваны, совпадает с большей частью тектонической и осадочной истории Саудовской Аравии на севере и на юге (Сомали). Эта общая тектонически-стратиграфическая история восходит к позднепротерозойским временам и включает формирование палеозойско-триасовых отложений на границе шельфа Гондваны в районе Палеотетиса. Разделение Гондваны в юрско-меловое время и открытие нео-Тетисов привело к образованию рифтовых бассейнов на берегах Йемен. Закрытие нео-Тетиса вдоль переднего края Аравийской плиты и континентальное столкновение Аравии с Азией на протяжении кайнозойской эратемы не вызвало деформацию сжатия в осадочных бассейнах Йемена, за исключением регионального поднятия и размытия кровли.

Мезозойское рифтовое формирование Йемена повлияло на самые глубокие осадочные отложения в Аденском заливе, которые еще не изучены бурением, также как и на острове Сокотра [23, 29, 32, 34, 86, 88].

Геологическая история развития рассматриваемого региона в кайнозойскую эратему основывается на рифтовых процессах, которые создали Аденский залив и Красное море. Эти тектонические события долгое время были в центре геологических и геофизических исследований, результаты которых являлись предметом дискуссий ряда исследователей: [31, 57, 64, 80].

Добыча нефти в Йемене началась в 1986 году с 2,6 млн баррелей в первый год; а к 2009 году в стране было добыто 2,5 миллиарда баррелей нефти. Все эти годы огромное внимание уделялось нефтяной геологии и разведке Йемена, включая промысловые юрские нефтеносные отложения в бассейнах Сайун-Масила и Джиза-Камар, а также в бассейне Сабатян [5, 33, 61].

1.2 Перспективы нефтеносности бассейнов Сабъатайн и Сайун-Масила

На данный момент в Йемене выделяют 12 осадочных бассейнов. Наиболее изученное геологическое строение имеют бассейны Сабъатайн ^аЬ^ауп) и Сайун-Масила ^ау'ип-МаБЙаЬ).

Бассейны мезозойской эратемы Сабъатайн и Сайун-Масила, в настоящее время, являются единственными нефтеносными бассейнами в Йемене, с момента поисков нефти, происходивших в 1984 и 1991 годах соответственно. Бассейны расположены в центральной и восточной части Йемена и ориентированы в северозападном юго-восточном направлении вдоль системы разломов Наджд и отделены друг от друга горстом Джахи-Мукалла (рис. 1).

Рисунок 1- Расположение нефтеносных бассейнов Сабъайтан и Сайун-Масила

Бассейн Сайун-Масила расположен в центрально-восточной части Йемена, это второй самый богатый нефтегазоносный бассейн Републики. Бассейн Сайун-Масила граничит с запада и юго-запада с выступом Джахи-Мукалла, на востоке -с выступом Фартак, а на севере - сводом Хадрамавт. Этот бассейн образовался в виде рифта во время позднеюрской эпохи (кимериджский век) из-за распада Гондваны, когда была создана Афро-Аравийская плита путем отделения от Индийско-Мадагаскарской плиты. Разломы оказывают доминирующее влияние на формирование структурного плана (ЗСЗ-ВЮВ). Отложения были аккумулированы в конце позднеюрской эпохи и продолжались до третичного времени [25]. В бассейне расположено много нефтяных месторождений, открытых разными компаниями, нефтегазоматеринскими породами является формация Мадби богатая органическими сланцами поздней юры. Основные коллекторы в исследуемом районе - меловые терригенные отложения формации Кишна. Второстепенными коллекторами считаются песчаники формации Кахлан, терригенные формации Саар и трещиноватый фундамент. Толщина формации Кишна колеблется в пределах от 70 до 400 метров и уменьшается в западной части бассейна. Она увеличивается в более глубоких частях рассматриваемого региона. Покрышкой для продуктивных залежей формации Кишн является карбонатными пародами, общая толщина которого варьируется от 40 до 200 метров, его толщина составляет около 150 метров вокруг центральной и южной части бассейна.

В настоящее время отложения формации Мадби являются основным нефтеносным горизонтом в бассейнах Сабъайтан и Сайун-Масила. По результатам недавних исследований [8, 52-54] выявлен высокий потенциал для образования углеводородов в отложениях меловой системы, не только в бассейне реки Сайун-Масила, но и в секторе Камар бассейна Джиза-Камар.

Бассейн Сайун-Масила (как указывает его название) состоит из двух частей Сайун и Масила; однако до сих пор нефтяные и газовые месторождения разрабатывались в части Сайун, а в части Масила бурением выявлены только нефтяные и газовые проявления.

В секторе Сайун-Масила были обнаружены две нефтяные системы [36-37]: (1) сланецевая и карбонатная части формации Мадби, а также аргиллитовая формация Найфа; и (2) сланцевые формации Саар. Морские сланцы формации Мадби являются доминирующей материнской породой с лучшим потенциалом, чем карбонатная часть Мадби, которая содержит газообразный органический материал. Формации Найфа и Саар представляют собой совокупность мелких слоев. Образцы из формации Саар соответствуют карбонатным коллекторам Мадби в скважине Сунах АН-16, что позволяет предположить, что эта порода может быть здесь источником малозрелых тяжелых нефтей и битумов [37].

Пострифтовая, нижнемеловая провинция Кишн оказалась успешной для разведки в бассейне Сайун-Масила. Построена трехмерная геологическая модель для нижнемеловых коллекторов кишинской свиты [69]. Основные скопления углеводородов находятся в терригенном Кишн, под плотным карбонатным горизонтом, который обеспечивает региональное уплотнение. Песчаники терригенного Кишна включают: нижний песчаник (пористость 25%, проницаемость 560 мД) и верхний песчаник (средняя пористость 20%, проницаемость изменяется в пределах от 150 до 1000 мД) [61, 63]. Проницаемость может достигать значений 1850 и 5050 мД (месторождение Камал) [81-82]. Хорошие коллекторские свойства обусловлены наличием кварцевого песка и относительно небольшой глубиной залегания залежей, а также малым количеством аутигенных глин в поровом пространстве породы [63].

Пострифтовая позднемеловая формация Саар широко распространена в бассейне Сайун-Масила и включает в себя части Самармар (сланец), Калана (карбонатные породы) и Гайл1 (песчаник), который является важным коллектором, обычно с пористостью до 20% и проницаемостью 700-1200 мД. Карбонатные отложения Калана имеют пористость 12-23%, проницаемость более 125 мД. Горизонты, сложенные доломитом, характеризуются значениями пористости больше 20%, проницаемости более 1000 мД. Формация Гайл1, расположенная в северо-западной части бассейна Сайун-Масила, состоят из

четырех нефтяных зон с высокой пористостью (15-20%) и проницаемостью до 1 Дарси [70].

Скопления углеводородов были также обнаружены в более глубоких песчаниках юрского периода и карбонатных пород формации Сайун. Формация Мадби (киммеридж-средне-титонский) содержит трещиноватые известняки с пористостью 8-12% и проницаемостью до 1000 мД. Карбонатные отложения шукрской свиты (верхний келловей-оксфордский возраст) имеют среднюю пористость 9% и проницаемость до 70 мД. Лучшие коллекторы фиксируются в песчаниках Куляна (батско-келловейский возраст) имеют значения пористости 12-15% и значения проницаемости 50-100 мД.

В бассейне Сайун-Масила, выветренные и трещиноватые породы фундамента в разломных блоках представляют большой интерес в качестве коллекторов. Докембрийские породы фундамента имеют матричную пористость в диапазоне 1,5-3,5% и проницаемость 100-200 мД. Подробное исследование природных резервуаров с коллекторами трещинного типа в блоке 53 в бассейне реки Сайун-Масила было недавно опубликовано [65]. Похожие природные резервуары были зарегистрированы в Суэцком заливе [87].

В диссертационной работе рассмотрены вопросы построения геолого-технологических моделей (ПДГТМ) для продуктивных отложений месторождения Шариуф, расположенного на берегу блока 53 в северо-восточной части бассейна Масила, к востоку от провинции Хадрамаут, Йемен. Блок-53 расположен между несколькими нефтяными месторождениями: месторождение Сунах на юго-востоке (Блок-14); месторождение Харир на западе (Блок 10) и открытие месторождения Тасур к востоку (блока-32) [41, 75]. Месторождение Шариуф имеет площадь около 482 км2, ограниченную координатами 1 757 000° и 1 765 000° северной широты и 275 000° и 282 000° восточной долготы (рис. 2).

Рисунок 1 - Карта основных осадочных бассейнов Йемена, в том числе бассейна Сайун-Масила (вверху), выступа Фертак и Джахи-Мукалла (изменен после [25]). Расположение 2D сейсмических линий изучаемых скважин. Карта, показывающая расположение нефтяного месторождения Шариуф в блоке 53, бассейн Сайун-

Масила (внизу справа) [19].

Бассейн Сайун-Масила вытянут вдоль юго-восточного направления и окружен вершинами (выступами) Фертак и Джахи-Мукалла с востока и запада и (свод) Хадармаут с севера (изменен после [25]). Расположение пунктов взрыва с указанием 2D сейсмических линий и изучаемых скважин. Карта концессий, показывающая расположение нефтяного месторождения Шариуф в блоке 53, бассейн Сайун-Масила (внизу справа) [19].

Формация Кишн была образована преимущественно пострифтовыми отложениями в бассейне Саюн Масила, ориентированном на восток-запад, который развивался в период от позднеюрской до раннемеловой эпох как часть второй мезозойской рифтовой фазы. Во время седиментации формации Кишн бассейн Саюн Масила был полностью открыт для морских вод, что обусловило аккумуляцию соответствующих карбонатных слоев к юго-востоку на острове Сокотра в Аденском заливе. Терригенная часть Верхнего Кишн была официально разделена на три группы: нижнюю ^3), среднюю ^2) и верхнюю ^1) [27, 35, 61, 72, 81-87]. Номенклатура используется для определения относительного положения нефтеносного песчаника, то есть S1, S2 и S3, относится к первому, второму и третьему типам песчаника, встречающимся при бурении.

ВЫВОДЫ

По результатам аналитических исследований и предшествующих работ, можно сделать следующие основные выводы:

- формация Кишн покрывает наклонные или горстовые блоки, которые образовались на стадии рифтогенеза;

- седиментация формации Кишн была связана с региональной трансгрессией с востока на запад, перекрывающей региональное нижнемеловое несогласие верхней части Саар;

- на региональном уровне формация Кишн аккумулировалась на внутренней неритической или мелководной платформе внутри грабена;

- основной потенциал углеводородных залежей контролируется наличием зрелых материнских пород вблизи ловушек, а также распределением коллекторов и покрышек формаций Кишн;

- в бассейне Сайун-Масила, основными нефтематеринскими породами являются битумные сланцевые и карбонатные образования в пределах формации Мадби (кимериджский-средний титонский), толщина отложений достигают 450 м.

2. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МАТЕРИАЛОВ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ ДЛЯ

ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОСТРОЕНИЯ МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ШАРИУФ

2.1 Особенности интерпретация отражающих горизонтов, выделения и трассирования тектонических нарушений по результатам сейсморазведки

Сейсмический метод является важным инструментом для разведки нефти. Сейсмические данные могут быть использованы для определения места заложения разведочных скважин, а также для разработки и оценки нефтяных месторождений.

Сейсмический метод основан на законах распространения волн внутри земли, которое зависит от упругих свойств горных пород. Широкое использование сейсмических методов осуществляется, главным, образом при поиске и разведке нефти. Места заложения разведочных скважин в настоящее время редко определяются без сейсмической информации. Сейсмические методы нашли небольшое применение в прямой разведке полезных ископаемых, где границы раздела между различными типами горных пород достаточно контрастные [96]. Основной метод сейсмических исследований состоит в создании сейсмических волн и регистрации времени, необходимого для прохождения волн от источников к серии геофонов, обычно расположенных вдоль прямой линии, направленной от источников. Зная время прохождения и скорость волн, мы расчитываем пути сейсмических волн [96].

В настоящей диссертации для построения постоянно действующих геолого-технологических моделей [РД 153-39.0-047-00. Регламент по созданию постояннодействующих геолого-технологических моделей. - М.: Министерство энергетики РФ, — М., — 2000. — 129 с.] [104] месторождения Шариуф использовались данные сейсмической съемки по 15 профилям 2D (рис. 3) восемь, из которых имеют направление СЗ-ЮВ, один направлен Ю-С, а остальные бпрофилей ориентированы ЮЗ-СВ. Результаты, полученные при сейсморазведке

в дальнейшем были загружены и обработаны в ПО Petrel 2015, как показано на рисунке 3.

Рисунок 3. Расположение сейсмических профилей (2Э). Месторождение Шариуф.

При выполнении интерпретации сейсмических данных вначале выполнена стратиграфическая привязка сейсмических отражений. Осуществлена увязка профилей и прослежены отражения в пределах каждого сейсмического профиля. При этом использовался метод фазовой корреляции. В ходе этого процесса были исследованы и сейсмические горизонты, и разломы. Операция стратиграфической привязки потребовала использования каротажных диаграмм (акустический и плотностной). Построение двойного времени положений отражений и промежуточных элементов разломов, построение схем разломов, литолого-стратиграфических границ является заключительным этапом [4].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Абдулла Имад Аднан Номан, 2022 год

- температура пласта.

УЭС фильтрата бурового раствора на поверхности, температура в скважине, температура поверхности и общая глубина для каждой скважины показаны в таблице (2).

Таблица 2. Параметры пласта в исследуемых скважинах

скважин Rw Ohm @ Rw Temp (°F) Rmf @ Rmf Temp (°F) BHT (°C)TD (m)

Шариуф-1 2.3 Ohm @ 77 °F 0.97 Ohm @ 95 °F 144 °F @ 1779 m

Шариуф-2 2.3 Ohm @ 77 °F 0.84 Ohm @ 95 °F 137 °F @ 1620 m

Шариуф-4 2.3 Ohm @ 77 °F 1.2 Ohm @ 77 °F 121 °F @ 1688 m

Шариуф-8 2.3 Ohm @ 77 °F 0.8 Ohm @ 95 °F 144 °F @ 1619 m

Шариуф-9 2.3 Ohm @ 77 °F 0.8 Ohm @ 95 °F 144 °F @ 1626 m

Шариуф-29 2.3 Ohm @ 77 °F 0.8 Ohm @ 95 °F 140 °F @ 1581 m

Определение параметров жидкости: Параметры флюида (pf, ATf-и Ф^) являются стандартными параметрами, которые зависят только от типа бурового раствора [93].

pf = 1.1 gm/cc., ATf = 185 ^sec/ft., и ФЭД = 1 pu.

Определение объемной глинистости пород. Для оценки содержания глинистости пород применяются многочисленные методы. Например, методы, которые включают индикаторы с одной кривой и индикаторы с двумя кривыми [90]. Объем глинистости можно рассчитать, по результатам: гамма-каротажа (ГК), метода ПС, метода удельного электрического сопротивления (УЭС), нейтронного каротажа (НК).

Гамма-каротаж (ГК) в данном случае является одним из лучших инструментов, используемых для идентификации и определения объемной глинистости пород. Индекс глинистости пород из каротажа гамма-лучей можно определить из следующего уравнения [43]:

IgR = (GR - GRmin)/(GRmax - GRmm). (3)

где:

IGR - двойной разностный параметр гамма-излучения,

GRiog - показания гамма-лучей для каждой зоны,

GRmin - минимальное значение гамма-излучения (чистый песок или карбонат),

GRmax - максимальное значение гамма-излучения (глинистость пород).

Таким образом, разработано несколько эмпирических соотношений для корректировки объемной глинистости пород для разных геологических возрастов и областей. Наиболее заметные корреляции были разработаны [42]: У8ь = - линейные отношения

У8ь = 0,33 (2 (2 * ЮК) - 1) - мезозойские и более старые породы (Ларионов,

1969)

У8ь = 0,083 (2 (3,7 * ЮК) - 1) - третичные терригенные (Ларионов, 1969) В настоящем исследовании метод определения показателя глинистости сланца применяется для получения объемной глинистости пород в формации Кишн.

Метод ПС. Показатели каротажа уменьшается из-за высокого удельного сопротивления, часто связанного с углеводородами или плотными зонами, поэтому при таком подходе они могут показаться слишком поверхностными. Способ имеет плохое разрешение в зонах с соленой пластовой водой или в скважинах, пробуренных с использованием соленых буровых растворов. В работе применялось следующее уравнение для определения объемной глинистости [90]: У8ь< 1 - (РЗР / ББР) = X (4)

где:

РБР - это псевдоспонтанный потенциал тонкой глинистости пород элемента,

ББР - это статически-спонтанный потенциал толстого чистого блока. Метод удельного электрического сопротивления (УЭС) является одним из методов, используемых для оценки объемной глинистости пород. Vsh было рассчитано по следующему уравнению:

У* = (Рь / Я1)1/ь (5)

где:

Ш - каротаж удельного сопротивления,

ЯбИ - удельное сопротивление глинистости пород,

Ь - постоянная в зависимости от отношения (Ръ / Яг), следующим образом: Ь = 2, если (Рь / Яг) <0,5, и Ь = 1, если 0,5 <(Рь / Яг) <1

Нейтронный каротаж (НК). Реакция нейтронного каротажа в основном зависит от содержания водорода в пласте. Поскольку глина содержит различное количество воды, нейтронная пористость в глинистом интервале является функцией как содержания глин, так и пористости, заполненной жидкостью. НК используется для определения объемной глинистости пород (Vsh), особенно в условиях низкой эффективной пористости и газонасыщенного коллектора. Объем глинистости пород можно рассчитать из этого уравнения [90]:

Vsh = (0Nlog - 0Nmin) / (0Nsh - 0Nmin) (6)

где:

(0N) log - считывание нейтронного каротажа для каждой исследуемой зоны, (0N) sh - показания нейтронного каротажа перед глинистой зоной. Каждый из предыдущих методов может дать приемлемые значения объема глинистости, если условия благоприятны для этих конкретных показателей. Чтобы получить значения объемной глинистости, которые являются близкими к фактическим значениям, необходимо тщательно изучить полученные результаты этими различными методами. На эти методы могут влиять другие факторы, такие как наличие радиоактивности и условия в скважине, поэтому корреляция между этими методами может помочь выбрать минимальное значение объемной глинистости на определенной глубине. Установлено, что объемная глинистость, полученная из одной кривой индикаторов (особенно нейтронного каротажа), является надежным, поскольку дает самые низкие значения объемной глинистости по сравнению с гамма методом и методом удельного сопротивления, т.к. формация Кишн является глинистой формацией и характеризуется высоким значением гамма-излучения и высокой плотности матрицы.

Предыдущие методы определения объемной глинистости были применены при изучении формации Кишн. Каждый из этих методов может дать приемлемые значения объемной глинистости, если условия благоприятны для этих конкретных показателей. Чтобы получить значения объемной глинистости, которые достаточно близки к фактическим значениям, необходимо тщательно изучить полученные результаты различных показателей объемной глинистости. Как

известно, самые низкие и минимальные значения всех показателей глинистости, являются наиболее оптимальными для определения фактического содержания глины [9, 56, 91, 97].

Определение пористости пород. Пористость определялась по методам: акустического каротажа (АК), плотностного (ГГК-П) или нейтронного (НК) каротажа, а также по комбинации любых двух методов в песчаной и глинистой зонах.

Нейтронный каротаж использовался, в основном, для разграничения пористых образований и оценки значений их пористости.

Пористость, определенную методом НК (нейтронную пористость) необходимо скорректировать, чтобы исключить влияние глинистости, применяя следующее уравнение:

(ФК)с= Ф^- (УбИ х ) (7)

где:

(ФК)с - нейтронная пористость, скорректированная на эффект глинистости,

- нейтронная пористость глинистой зоны, ФК1оё - считывание нейтронной пористости из каротажа. Гамма-гамма плотностной каротаж (ГГК-П) соответствует электронной плотности материала в пласте и используется в качестве индикатора пористости при оценке породы, обнаружении газа и определении плотности углеводородов. Пористость определяется по объемной плотностной в чистом пласте по следующей формуле:

ФБ = (рЬша - рЬ1о§ ) / (рЬша - pbf ) (8)

где:

рЬша - плотность матрицы, рассчитанная по перекрестным графикам рЬ- Ш. рЬ1о§ - чтение каротажа плотности,

рbf - плотность жидкости (равна 1,1 для соляного раствора). В глинистых зонах интерпретация усложняется реакцией прибора на различные характеристики. Для определения общей пористости в глинистых формациях применялась формула [40, 43]:

(ФБ)с = Фв - * (Фв)^

(9)

где:

(Фв)бИ = (рЬта - рЬбИ) / (рЬта - рЬ£)

РЬбИ - плотность глинистой зоны,

(Фв)с - плотность пористости с поправкой на эффект глинистости,

Фв - кажущаяся пористость.

При расчетах учитывалось: тип флюида - жидкий, а затем выбирается Ф£ Фв - кажущаяся пористость, которая равна истинной пористости (Ф) для чистых песков. (Фв)эь представляет собой кажущуюся плотностную пористость, отображаемую инструментом, если он помещен в 100% глинистый пласт, имеющий те же характеристики, что и сланец, присутствующий в интересующем пласте.

Акустический каротаж (АК). Акустический каротаж имеет тенденцию по разному отображать пустоты, в частности, в интервале широкого распространения трещин происходит резкое снижение скорости волны, в то время как нейтронный или плотностной каротаж реагируют на общую пористость. Интервальное время прохождения может быть использовано для расчета пористости в чистом и консолидированном пласте в соответствии с уравнением среднего времени, предложенным [102-103].

Пористость в чистом и консолидированном пласте может быть рассчитана из интервала времени прохождения следующим образом:

где:

сР - это эмпирический поправочный коэффициент, называемый коэффициентом уплотнения,

ДТ^ - показание звукового каротажа в мкс / м.,

Фб = {(ДТ1о§ - ДТта) / (ДTf - ДТта)} Если учитывать фактор уплотнения (НИеЫе, 1978), то: ФБ = [(ДТ1о§- ДТта) / (ДTf - ДТта)] * (1/СР) СР= ДТ8ь * С / 100

(10)

(11) (12)

ДТта - время прохождения звука материала матрицы,

ДTf - время прохождения звука по жидкости; для соленого раствора - около 185 мкс / фут,

ТбИ - время прохождения звука по сланцу, а С - постоянная уплотнения (ИйсЫе, 1978).

В глинистых пластах это уравнение следует изменить, чтобы исключить влияние глины на измеренную пористость. Пористость, полученная из акустического каротажа после коррекции на глинистый эффект (ФС)с, может быть получена [42].

(ФБ)с = ФБ - (УбИ х ФЗбИ) (13)

где:

(ФБ^ (ДТбИ - ДТша) / (ДTf - ДТша) (14)

Vsh = объем глинистости пород на этом интервале.

Комбинации Нейтронного и Гамма-Гамма плотностного каротажей

Определение общей пористости для чистых песчаников определялось по следующей формуле:

(15)

Однако в глинистой формации скорректированная пористость нейтронов и плотности рассчитываются по уравнениям [92]:

Фбс = ФБ - (ФББИ/ 0.45) * 0.13 * У8Ь (16)

Фкс = Фк - (Фт/ 0.45) * 0.30 * (17)

(18)

где:

ФБбИ и Ф№И - плотность и нейтронная пористость глинистой зоны соответственно;

ФБС и ФКС - это плотность и нейтронная пористость, скорректированные с учетом эффекта глинистости, соответственно.

Эффективная пористость (ФЕ) зависит от степени связи пор породы друг с другом. Существует два способа расчета эффективной пористости (ФЕ) (Schlumberger, 1972): Первый - это использование общего уравнения:

ФЕ1 = ФТ *(1 - Vsh) (19)

Второй метод - применение эмпирического отношения: ФЕ2 = (2ФЖ! + 7ФDC) / 9 (20)

ФDC и ФNC - плотность и нейтронная пористость, скорректированные с учетом эффекта глинистости соответственно. Эффективную пористость (ФЕ) можно принять как среднее значение ФЕ1 и ФЕ2.

Определение насыщенности. Одной из основных задач анализа данных каротажей скважин является определение процента насыщенности нефти, газа или воды, занимающих поровое пространство пород-коллекторов. Хотя насыщенность, может быть, определена различными методами, большинство из которых требуют аналогичных измерений каротажа, конкретные обстоятельства влияют или ограничивают точность каждого метода, и крайне важно использовать соответствующий метод [45]. Водонасыщенность в чистых и глинистых зонах изучается многими исследователями, но в данной работы применялась только концепция (Archie, 1942) в дополнение [78] (индонезийский)).

Водонасыщенность является удобным логарифмическим вычислением, потому что устройства для измерения удельного сопротивления реагируют в основном на проводящую жидкость в поровом пространстве. Арчи (1942) упомянул отношение для расчета водонасыщенности (Sw) в неповрежденной зоне следующим образом:

Swn = (a * Rw) / (Фт * Rt) (21)

где:

Sw - водонасыщенность в пласте,

Rw - удельное сопротивление пластовой воды,

Rt - истинное удельное сопротивление пластовой зоны,

Ф - пористость пласта,

n = показатель насыщенности (обычно принимается равным 2), а = констант (равна 1),

m = коэффициент цементации (обычно равен 2).

В настоящем исследовании константа цементации определялась из местного опыта согласно (Dove Petroleum Company), коэффициент цементирования (m) = 1,8 во всех скважинах для пласта Верхний Кишн, на месторождении Шариуф.

Водонасыщенность (Sxo) промытой зоны (зоны проникновения) была рассчитана из аналогичного уравнения следующим образом:

Sxon = ( a * Rmf) / (Фт * Rx) (22)

где:

Sxo = водонасыщенность зоны проникновения, Rmf = удельное сопротивление фильтрата бурового раствора, Rx = чтение удельного сопротивления в зоне проникновения. Оценка насыщенности углеводородами (Sh). После расчета водонасыщенности оценивалась насыщенность углеводородами, используя простое соотношение:

Sh = (1 - Sw) (23)

В случае остаточного насыщения углеводородами (Shr) расчет проводился по следующей зависимости:

Shr = (1 - Sxo) (24)

В случае перемещенных или мигрирующих углеводородов - подвижной насыщенности углеводородами (Shm) расчет проводился следующим образом: Shm = Sh - Shr (25)

Объем углеводородов (BHV) рассчитывался по формуле: BHV= Фeff * Shm (26)

Расчет эффективной толщины, граничное значение. Модуль «граничное значение и суммирование» позволяет пользователю определять критерии и зоны отсечения «толщина пласта-коллектора» и «эффективная толщина», предоставляя пределы, в которых значения пористости, водонасыщенности и содержания глинистости указаны в таблице 3.

Таблица 3. Граничные значения параметров: - УбИ, -Sw , - ФЕ используемые для определения эффективных толщин терригенных отложений резервуара Верхний Кишн.

Параметры УБИ Sw ФЕ

Верхний Кишн резервуар < 35% <65 % больше11 %

Опыт исследования результатов каротажа скважин показал, что на геофизические приборы влияют многочисленные факторы: диаметр скважины, удельное сопротивление бурового раствора в скважине, эффект проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, отношение толщин пластов к расстоянию между электродами, неоднородность геологических формаций, соленость или проводимость связанной воды, позиционирование инструмента, отклонение, глинистая корка и погрешности калибровки, которые должны быть сведены к минимуму.

Таким образом, двумя основными параметрами, определенными в результате анализа каротажа скважин, являются пористость и доля порового пространства, заполненного углеводородами. Параметры интерпретации каротажа определяются как напрямую, так и косвенно, и измеряются одним из трех основных типов каротажа: (1) электрический, (2) ядерный и (3) акустический.

3.2 Исследования основных литологических и фильтрационно-емкостных свойств отложений формации Кишн для построения

геологической модели

В настоящее время для определения продуктивных зон коллектора, определения глубины и толщин всего продуктивного горизонта, а также установления границ водонефтяного контакта (ВНК), оценки запасов углеводородов необходим детальный анализ геолого-промысловых данных и результатов геофизических исследований скважин (ГИС). Использование данных каротажа, помимо традиционной корреляции продуктивных зон, широко

применяется для определения физических характеристик пород (литологии, пористости, водо- и нефтенасыщенности и др.), а также построения структурных карт, карт изопахит пластов. Геологические карты, разработанные на основе интерпретации данных ГИС, помогают определить взаимосвязь фаций и точек заложения скважин.

Проведенные иследования состояли из расчетов: эффективных толщин, эффективных нефтенасыщенных толщин, коэффициентов песчанистости, объемной глинистости (Vsh), удельного сопротивления пластовой воды (Rw), общей пористости (ФТ), эффективной пористости (ФЕ), водонасыщенности (Sw), насыщенности углеводородами ^И), а также литологического состава. Этапы обработки и интерпретации данных ГИС показаны на диаграмме рабочего процесса.

Верхний резервуар Кишн является наиболее сложным резервуаром и характеризуется наличием многочисленных фаций, широким спектром изменения петрофизических свойств пород, наличие низких удельных сопротивлений. По основным данным степень неоднородности резервуара Кишн равна 80% (DBDP).

После предварительной обработки всех геолого-промысловых и геофизических данных проводилось установление литологии и характера насыщения для исследуемого интервала по скважинам Шариуф- 01, 02, 04, 08, 09, 29.

Рисунок 17. Интерпретация результатов ГИС. Определение насыщенности по результатам данных скважин:

А - Шариуф-1; Б - Шариуф-2; В - Шариуф-4; Г - Шариуф-8

А Шариуф-9

Б Шариуф-29

Рисунок 18. Интерпретация результатов ГИС. Определение насыщенности по результатам данных скважин: А - Шариуф-9; Б - Шариуф-29

Рассмотрим результаты исследований литологии и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов (Скв. Шариуф-1).

На рисунке 17А показан планшет литологии и характера насыщения для исследуемого интервала в скважине Шариуф-1 от 1473,76 м. до 1488,96 м. Общая мощность пласта S1A составляет 15,20 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S1A составляет 11,4 м. Продуктивные отложения состоят в основном из песчаников с тонкими прослойками глин с большим содержанием углеводородов. По данным гамма-каротажа пласт характеризуются низкими и средними показаниями. Низкий уровень гамма-излучения песчаника отражает небольшое количество глинистости в пласте S1A. Нейтронной и плотностной (НК-ГГК-П) каротажи показывают смешанную литологию: наличие песчаных и глинистых пластов. УЭС регистрируется по высокой амплитуде с несколькими пиками, что указывает на интервалы содержащие углеводороды. УЭС обычно характеризуется относительно высоким показанием удельного сопротивления, которое совпадает с основным углеводородным интервалом.

Объем глинистости варьируется от 6% до 51%, но среднее значение составляет 12%. Эффективная пористость коллекторов варьирует от 27% до 12%, среднее значение составляет 18,3%. Водонасыщенность в пласте колеблется от 18% до 90%, среднее значение составляет 38,7%. Средняя насыщенность углеводородами для пласта Верхний Кишн S1A составляет 61.3% (табл. 4).

Планшет литологии и характера насыщения для исследуемого интервала в скважине Шариуф-1, простирается от 1488.96 м до 1498.857 м, как показано на рисунке 17А.Пласт Б1В состоит в основном из глины, местами наблюдается переслаивание с песчаниками. Общая мощность пласта Б1В составляет 9.9 м., а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте Б1В составляет 3.5 м., эффективная нефтенасыщенная толщина пласта распределяется по всей зоне.

пласт Б1В по материалам интерпретации нейтронного и плотностного каротажа представлен переслаиванием глины с песчаниками. Не регистрируется высокое значение УЭС вдоль пласта, что характеризует его плохие коллекторские свойства.

По материалам интерпретации геофизических исследований коэффициент открытой пористости пласта варьирует от 20 % до 5 %, составляет в среднем 11.4 %. Объемная глинистость варьирует от 10 % до 90 %, в среднем составляет 27.2 %. Водонасыщенность в пласте колеблется от 55 % до 100 %, в среднем составляет 90.7 %, коэффициент нефтенасыщенности составляет в среднем 9.3 % (табл. 4).

Пласт S1C в скважине Шариуф-1 простирается от 1498.9 м до 1512.3 м. Как показано на рисунке 17А, пласт S1C состоит в основном из песчаника, местами перемешанного с глинами. Общая толщина составляет 13.4 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S1C составляет 6.9 м. Пласт характеризуется хорошими коллекторскими свойствами, обнаружен большой интервал пород, насыщенных углеводородами.

Данные гамма-каротажа показывают низкие значения в верхней части разреза и увеличенные в нижней части, а также фиксирует высокие показания вдоль пласта, что объясняется интервалами залегания песчаников. На кривых нейтронного и плотностного каротажа показано относительно заметное разделение между кривыми, что изображает нефтеносный пласт. По данным удельного сопротивления можно отметить низкое содержание углеводородов.

Основные параметры: объемная глинистость составляет в среднем 22%, эффективная пористость составляет в среднем 18.1%, насыщенность флюидом (среднее значение водонасыщенность, составляет 80.7 %, и насыщенность углеводородами, составляет 19.3 %) (табл. 4).

Для исследуемого интервала в скважине Шариуф-1, пласт S2 залегает в интервале от 1493.9 м до 1504.6 м (рис. 17А) и состоит в основном из песчаника, местами перемешанного с глинами. Общая мощность пласта S2 составляет 10.6 м., а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S2 составляет 2.8 м., эффективная нефтенасыщенная толщина пласта распределяется по всей зоне.

Данные гамма-излучения в пласте S2 показывают низкие показания в верхней части и высокие в нижней части резервуара. Низкие значения гамма-излучения указывают на небольшое количество глины в пласте S2. По материалам интерпретации нейтронного и плотностного каротажа можно отметить

переслаивание песчаника и глины. УЭС повышается к кровле пласта, что свидетельствует о последовательном ухудшении коллекторских свойствах.

По материалам интерпретации геофизических исследований коэффициент открытой пористости пласта составляет в среднем 13.6 %. Объемная глинистость составляет в среднем 30.9%. Водонасыщенность в пласте составляет 79.5%., коэффициент нефтенасыщенности составляет в среднем 20.5 % (табл. 4).

Рассмотрим результаты исследований литологии и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов (Скв. Шариуф-2).

На рисунке 17Б показан планшет литологии и характера насыщения для исследуемого интервала в скважине Шариуф-2, простирается от 1455,4 м до 1472,4 м. Общая мощность пласта S1A составляет 17 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S1A составляет 17 м эффективная нефтенасыщенная толщина пласта распределяется по всей зоне. Это показывает, что продуктивный пласт состоит в основном из песчаника с небольшими прослойками глин.

Гамма-каротаж в пласте терригенный Верхний Кишн S1A характеризуется низкими значениями, соответствующими интервалу залегания песчаника, и отражает низкое содержание глин в пласте S1A. Нейтронной и плотностной (НК-ГГК-П) каротаж показывают смешанную литологию: песчаник, алевролит и глины. Содержание песчаников увеличивается в верхней и нижней части пласт и уменьшается в средней части пласта. УЭС обычно характеризуется относительно высокими показаниями удельного сопротивления, которое совпадает с основным углеводородным интервалом.

По материалам интерпретации ГИС, коллектор характеризуется высокими показателями фильтрационно-емкостных свойств. Объем глинистости варьирует от 0% до 35%, среднее значение составляет 6%, эффективная пористость пласта варьирует от 24% до 19%, среднее значение составляет 19,4%. Водонасыщенность изменяется от 8% до 100%, среднее значение составляет 34%. Средняя насыщенность углеводородами для пласта терригенный Верхний Кишн S1A составляет 66% (табл. 4).

Планшет для исследуемого интервала в скважине Шариуф-2, охватывает глубины от 1472.4 м до 1482.5 м, как показано на рисунке 17Б. Пласт S1B состоит в основном из глины, местами переслаивающимися с песчаниками. Общая мощность пласта S1B составляет 10.1 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S1B составляет 0.305 м, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта распределяется по всей зоне.

По материалам петрофизического анализа результаты исследования не показывают очень хорошее качество коллектора.

По материалам интерпретации геофизических исследований коэффициент открытой пористости пласта варьирует от 23 % до 3 %, составляет в среднем 14.1 %. Объемная глинистость варьирует от 10% до 96%, составляет в среднем 31.5 %. Водонасыщенность в пласте колеблется от 56 % до 100 %, составляет 83.6 %., коэффициент нефтенасыщенности составляет в среднем 16.4 % (табл. 4).

Характер насыщения коллектора S1C в скважине Шариуф-2 изучен в интервале от 1482.455 м до 1493.953 м, как показано на рисунке 17Б. Пласт S1C состоит в основном из песчаника, частично перемешанного с глинами. Общая толщина составляет 11.498 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S1C составляет 2.3 м.

По данным гамма-каротажа пласт характеризуется низкими показаниями в верхней части и увеличением значений гамма-активности в нижней части. На кривых НК-ГГК-П показано относительно заметное разделение между кривыми верхней части пласта, это соответствует нефтеносной части. По значениям УЭС, на рисунке 17Б показано увеличение значений в верхней части пласта - это показания углеводородов, а затем уменьшения значений, низкие значения УЭС указывают на ухудшение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и снижению нефтенасыщенности.

Основные параметры для коллектора S1C: объем глинистости в среднем составляет - 8.2 %, эффективная пористость в среднем - 19.6 %, насыщенность

флюидом (среднее значение водонасыщенности, составляет 44.9 %, и нефтенасыщенности - 55.1 % (табл. 4).

Планшет литологии и характера насыщения представлен на рисунке 17Б (интервал от 1493.953 м. до 1504.551 м). Пласт S2 состоит в основном из песчаников переслаивающихся с глинами. Общая мощность пласта S2 составляет 10.598 м., а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S2 составляет 2.8 м., эффективная нефтенасыщенная толщина пласта распределяется по всей зоне.

Данные гамма-излучения в пласте S2 характеризуются низкими показаниями в верхней части с высокими в нижней части резервуара. Маленькие значения гамма-излучения указывают на небольшое количество глины в пласте S2. По материалам интерпретации НК и ГГК-П можно отметить наличие смешанного песчано-глинистого коллектора. Высокие значения УЭС наблюдается в верхней части пласта.

По материалам интерпретации геофизических исследований коэффициент открытой пористости пласта составляет в среднем 13.6 %. Объем глинистости составляет в среднем 30.9%. Водонасыщенность в пласте составляет 79.5%. коэффициент нефтенасыщенности составляет в среднем 20.5 % (табл. 4).

Рассмотрим результаты исследований литологии и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов (Скв. Шариуф-4).

На рисунке 17В показан планшет литологии и характера насыщения для исследуемого интервала S1A в скважине Шариуф-4 (от 1479,20 до 1494,39 м). Общая мощность пласта S1A составляет 15,19 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S1A - 12,4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта распределяется по всей зоне.

По ГК в интервале пласта S1A фиксируется низкое значение, что указывает на небольшое содержание глины в пласте S1A. Значения НК изменяются от 0,09 до 0,32 v/v, ГГК-П - от 2,18 до 2,63 г/см3. Соответствие пористости, определенной по НК и ГГК-П характерно для песчаников. УЭС обычно характеризуется

относительно высоким показанием удельного сопротивления, которое совпадает с основным нефтенасыщенным интервалом.

По материалам интерпретации ГИС, коллектор характеризуется невысокми показателями фильтрационно-емкостных свойств. Объемная глинистость варьирует от 0 до 30 %, среднее значение составляет 12,5 %. Эффективная пористость коллектора варьируется от 15 до 24 %, среднее значение - 17,9 %. Водонасыщенность в пласте колеблется от 38 до 100 %, среднее значение - 56,5 %. Средняя насыщенность углеводородом для пласта S1A составляет 43,5 % (табл.

4).

Пласт Б1В в скважине Шариуф-4 расположен в интервале от 1494,390 до 1503,089 м. (рис. 17В). Пласт Б1В состоит в основном из слоев глины, местами переслаиваемыми с песчаниками. Общая мощность пласта Б1В составляет 8,7 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте Б1В - 0,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта распределяется по всей зоне. Результаты исследования не указывают на высокое качество коллектора.

По материалам интерпретации ГИС коэффициент открытой пористости пласта варьируется от 5 до 20 %, в среднем составляет 13 %. Объемная глинистость варьирует от 10 до 92 %, в среднем - 33 %. Водонасыщенность в пласте колеблется от 82 до 100 %, в среднем - 90 %. Коэффициент нефтенасыщенности составляет в среднем 10 %. (табл. 4).

Коллектор Б1С в скважине Шариуф-4 залегает в интервале от 1503,1 м до 1513,7 м (рис. 17В). Пласт Б1С состоит в основном из песчаника, местами переслаивавшегося с глинами. Общая толщина составляет 10,6 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте Б1С - 4,9 м.

Фиксируются небольшие значения ГК в верхней части пласта, которые последовательно увеличиваются вниз по разрезу. На рисунке 17В наблюдается достаточно заметное разделение между рассматриваемыми кривыми верхней части пласта, что соответствует нефтенасыщенному коллектору пласта. Данному интервалу разреза соответствует увеличение значений УЭС. Вниз по разрезу уменьшается значение УЭС, что связано с высоким содержанием глинистости.

По результатам интерпретации ГИС установлено: объем глинистости в среднем - 21.8 %, эффективная пористость пласта в среднем - 15.9 %, насыщенность флюидом (среднее значение водонасыщенности, составляет 59 %, и нефтенасыщенности - 41 % (табл. 4).

На рисунке 17В приводится характеристика литологии и насыщенности исследуемого интервала Б 2 в скважине Шариуф-4, от 1513,7 до 1524,3 м. Пласт Б2 состоит в основном из песчаников, которые местами переслаиваются с глинами. Общая мощность пласта Б2 составляет 10,6 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте Б2 составляет 8,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта распределяется по всей зоне.

По данным гамма-каротажа, в пласте S2 отмечаются низкие значения при небольшом повышении в нижней части пласта. Низкие значения гамма-излучения указывают на небольшое количество глины в пласте S2. Значения НК и ГГК-П указывают на переслаивание песчаника и глины. Значения УЭС показывают непрерывный рост вдоль пласта, что соответствует хорошему коллектору.

По материалам интерпретации ГИС: коэффициент открытой пористости пласта в среднем составляет 18,8 %, объемная глинистость - 16,9 %, водонасыщенность - 50,4 %. Коэффициент нефтенасыщенности в среднем составляет 49,6 % (табл. 4).

Рассмотрим результаты исследований литологии и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов (Скв. Шариуф-8).

На рисунке 17Г показан планшет литологии и характера насыщения для исследуемого интервала в скважине Шариуф-8, изменяется от 1491,4 м до 1509,5 м. Общая мощность пласта S1A составляет 18,1 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S1A составляет 16.6 м., эффективная нефтенасыщенная толщина пласта распределяется по всей зоне. Это показывает, что резервуар состоит в основном из песчаника с небольшими прослойками глин.

Гамма-каротаж показывает в пласте S1A низкие значения. Низкий уровень гамма-излучения отражает низкое количество глинистости в пласте S1A. Значения

НК изменяются от 0,07 v/v. до 0,27 v/v., значения ГГК-П от 2,16 г/см3 до 2,61 г/см3. Таким образом, значения пористости, определенные по НК и ГГК-П характерны для песчаников. УЭС обычно характеризуется относительно высокими показаниями удельного сопротивления, которое совпадает с основным нефтенасыщенным интервалом.

Объемная глинистость по данным ГК соответствует высоким значениям только в середине пласта и достигает - 30%, в верхней и нижней частях отмечен невысокий уровень глинистости от 0 до 5%, но среднее значение составляет объемной глинистости - 10,3 %. Эффективная пористость пласта S1A варьирует от 26% до 11%, среднее значение составляет - 15,8 %. Водонасыщенность в пласте S1A колеблется от 30% до 90%, среднее значение составляет - 56,9%. Средняя насыщенность углеводородом для пласта S1A составляет - 43,1% (табл. 4).

По литологическому составу и характеру насыщения исследуемый интервал от 1509.5 м до 1518.0 м в скважине Шариуф-8 (рис. 17Г) соответствует переслаиванию песчаников и глинистых пропластков. Общая мощность пласта S1B составляет 8.5 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S1B составляет 0.15 м, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта распределяется по всей зоне.

ФЭС коллектора характеризуются низкими значениями.

По материалам интерпретации ГИС: коэффициент открытой пористости пласта варьирует от 16 % до 2 %, в среднем составляет - 9 %. Объем глинистости варьирует от 9 % до 95 %, в среднем составляет - 35 %. Водонасыщенность в пласте колеблется от 66 % до 100 %, составляет в среднем 85 %, коэффициент нефтенасыщенности составляет в среднем 15 % (табл. 4).

Коллектор пласта S1C в скважине Шариуф-8 отмечен в интервале от 1518.1 м до 1529.8 м (рис. 17Г). Общая толщина составляет 11.8 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S1C составляет 5.4 м.

Значения ГК в середине пласте S1C характеризуются низкими показаниями. На кривых НК и ГГК-П отмечается заметное разделение между кривыми верхней

части пласта, характеризуя нефтеносный пласт. По данным УЭС отмечается низкая нефтенасыщенность.

По результатам ГИС установлено: объемная глинистость в среднем составляет - 38.4 %, эффективная пористость пласта - 12.3 %, насыщенность флюидом (среднее значение водонасыщенности - 81.7 %, нефтенасыщенности -18.3 % (табл. 4).

По литологическому составу и характеру насыщения исследуемый интервал от 1529.8 м. до 1544.9 м в скважине Шариуф-8 (рис. 17Г) соответствует переслаиванию песчаников и глинистых пропластков (пласт S2). Общая мощность пласта S2 составляет 15.1 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S2 составляет 4.2 м, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта распределяется по всей зоне.

По данным гамма-каротаж в пласте S2 высокие показатели появляются в нижней части пласта. Значения ГК указывают на высокое количество глины в пласте S2. По материалам интерпретации НК и ГГК-П можно отметить переслаивание песчаников и глин. Значения УЭС не высокие, следовательно коллекторские свойства пласта - низкие.

По материалам интерпретации ГИС: коэффициент открытой пористости пласта составляет в среднем 11.2 %, объемная глинистость в среднем составляет -40.6 %. Водонасыщенность в пласте составляет - 76.5%. коэффициент нефтенасыщенности составляет в среднем 23.5 % (табл. 4).

Рассмотрим результаты исследований литологии и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов (Скв. Шариуф-9).

На рисунке 18А показан планшет для исследуемого интервала в скважине Шариуф-9, простирается от 1452,5 м. до 1466,4 м. Общая мощность пласта S1A составляет 13,9 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S1A составляет 11,4 м., эффективная нефтенасыщенная толщина пласта распределяется по всей зоне, что соответствует песчанику с небольшими прослойками глин.

Значения ГК в пласте S1A соответствуют глинистым песчаникам вдоль интервала и их увеличением в нижней части. Нейтронный каротаж характеризуется значениями от 0,07 v/v. до 0,25 v/v., ГГК-П от 2,2 г/см3 до 2,56 г/см3. Таким образом, значения пористости, определенные по НК и ГГК-П характерны для песчаных пород. УЭС обычно характеризуется относительно высоким показанием удельного сопротивления, которое совпадает с основным углеводородным интервалом.

Кривые ГК представляют собой зубчатую сигнатуру, характерную для глинистого песчаника с содержанием глин от 0% до 25% (среднее значение -10.3%). Эффективная пористость пласта S1A варьирует от 24% до 13%, но среднее значение составляет 20.3%. Водонасыщенность пласта S1A колеблется от 36% до 100%, но среднее значение составляет 55.5%. Средняя нефтенасыщенность для пласта S1A составляет 44.5% (табл. 4).

Планшет интерпретации данных ГИС для исследуемого интервала от 1466.4 м до 1477.2 м (рис.18А). Пласт S1B состоит в основном из глины, с маломощными прослоями песчаника. Общая мощность пласта S1B составляет 10.8 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S1B составляет 4.0 м.

Данные гамма-излучения в пласте S1B показывают низкие значения, характерные для глинистого песчаника. Значения НК изменяются от 0,08 v/v. до 0,40 v/v, ГГК-П- от 2,1 г/см3 до 2,60 г/см3, что соответствует переслаиванию песчаников и глинистых пропластков. Значения УЭС увеличиваются в верхней части пласта - что свидетельствует об улучшении коллекторских свойств и увеличении нефтенасыщенности.

По материалам интерпретации ГИС: коэффициент открытой пористости варьирует от 24 % до 4 %, в среднем - 14.2 %. Объем глинистости варьирует от 10 % до 66 %, в среднем - 31.3 %. Водонасыщенность в пласте колеблется от 55 % до 100 %, в среднем составляет - 78.2 %, коэффициент нефтенасыщенности в среднем составляет - 21.8 % (табл. 4).

Коллектор S1C в скважине Шариуф-9 наблюдается в интервале от 1477.2 м до 1488 м, (рис. 18А). Общая толщина пласта составляет - 10.8 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S1C составляет 5.7 м.

По данным гамма-каротажа пласт S1C характеризуются низкими показаниями в центре пласта. На кривых нейтронного и плотностного каротажа показано относительно заметное разделение между кривыми в центре пласта, однако, это изображает нефтеносный пласт. По данным сопротивления, в пласте было увеличено значение сопротивления, это признак накопления углеводородов.

По результатам ГИС установлено: объемная глинистость соответствует среднему значению - 12.9 %, эффективная пористость пласта в среднем составляет - 19.8 %, насыщенность флюидом (среднее значение водонасыщенности - 49.2 %, и нефтенасыщенности - 50.8 % (табл. 4).

Для исследуемого интервала от 1488 м до 1501.6 м в скважине Шариуф-9, (рис.18А). Пласт S2 состоит в основном из песчаника с переслаиванием глин. Общая мощность пласта S2 составляет 13.6 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S2 составляет 4.8 м.

По данным гамма-каротажа в пласте S2, наблюдаются высокие значения в кровле и низкие значения в подошве пласта. Значения ГК указывают на высокое количество глины в S2. По материалам интерпретации НК и ГГК-П можно отметить сочетание песчано-глинистых пород. Значения УЭС - низкие, что соответствует небольшим показаниям ФЕС пласта и маленькой нефтенасыщенности.

По материалам интерпретации ГИС коэффициент открытой пористости в среднем составляет - 14.2 %, объем глинистости в среднем - 27 %. Водонасыщенность в пласте составляет 74.3%, коэффициент нефтенасыщенности в среднем - 25.7 % (табл. 4).

Рассмотрим результаты исследований литологии и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов (Скв. Шариуф-29).

На рисунке 18Б показан планшет интерпретации данных ГИС для исследуемого интервала в скважине Шариуф-29 залегания пласта S1A от 1424,7 м до 1441,2 м, общая мощность составляет 16,5 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S1A составляет 12.3 м.

По данным ГК отмечен низкий уровень показаний в пласте S1A. Низкий уровень гамма-излучения указывает на небольшое содержание глины в пласте S1A. Значения НК изменяются от 0,07 v/v. до 0,22 v/v., значения ГГК-П - от 2,16 г/см3 до 2,55 г/см3, следовательно. пласт характеризуется как песчаник. Значения УЭС характеризуется относительно высоким показанием удельного сопротивления, которое совпадает с основным интервалом нефтегазоносности. Разделение кривых (RD) и (RS) видно на каротаже, это разделение указывает на проницаемый интервал.

Объемная глинистость по данным ГК имеет высокие значения (в середине до 46%), а в подошвенной части наблюдается очень высокий уровень сланца от 75%, среднее значение составляет 16,1%. Эффективная пористость пласта S1A варьирует от 24% до 14%, но среднее значение составляет 17,5%. Водонасыщенность пласта S1A колеблется от 48% до 100%, среднее значение составляет - 61.6%. Средняя нефтенасыщенность для пласта S1A составляет -38.4% (табл. 4).

Интерпретации данных ГИС пласта S1B для исследуемого интервала от 1441.2 м до 1450.5 м. Шариуф-29 (рис. 18Б) показывает наличие, в основном, глины перслаивание с маломощным песчаником. Общая мощность пласта S1B составляет - 9.3 м., а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S1B составляет 0.2 м.

Данные гамма-излучения в пласте S1B оказывают низкие показания в верхней части с высотой в нижней части пласта. Данные НК изменяются от 0,024 v/v. до 0,31 v/v, ГГК-П от 2,34 г/см3 до 2,62 г/см3, следовательно пласт в целом можно характеризовать как песчаный с прослоями глин. Значения УЭС увеличиваются в кровельной части пласта.

По материалам интерпретации ГИС: коэффициент открытой пористости пласта варьирует от 17 % до 4 %, составляет в среднем 10.2 %. Объемная глинистость варьирует от 10 % до 97 %, составляет в среднем 40.7 %. Водонасыщенность в пласте колеблется от 64 % до 100 %, составляет в среднем 77.1 %. коэффициент нефтенасыщенности составляет в среднем 22.9 % (табл. 4).

Коллектор S1C в скважине Шариуф-29 простирается от 1450.5 м до 1462.1 м, (рис. 18Б). Пласт S1C представлен песчаником с переслаиванием глин. Общая толщина составляет 11.6 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S1C составляет 4.3 м.

По данным гамма-каротажа пласт S1C характеризуется достаточно низкими показаниями, встречающиеся в двух интервалах. На кривых НК и ГГК-П отмечается относительно заметное разделение между кривыми в этих интервалах, что соответствует нефтеносному пласту. Значения УЭС характеризуется увеличением показаний в середине пласта, что характерно для нефтеносного интервала.

По результатам ГИС: объем глинистости в среднем составляет 17.8 %, эффективная пористость пласта в среднем составляет 18.9 %, насыщенность флюидом (среднее значение и - 60.7 %, и нефтенасыщенности - 39.3 % (табл. 4).

На рисунке18Б показан планшет интерпретации данных ГИС для исследуемого интервала в скважине Шариуф-29 от 1462.1 м до 1478.5 м. Пласт S2 состоит в основном из песчаника, местами переслаивающегося с глинами. Общая мощность пласта S2 составляет 16.3 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев в пласте S2 составляет 5.9 м, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта распределяется по всей зоне.

Согласно данным гамма-каротажа в пласте S2, отмечается колебание по разрезу значений объёмной глинистости. Низкие показания отражают небольшое количество глины, а высокие показания отражают большое количество глины в пласте. По материалам интерпретации нейтронного и плотностного каротажа установлено переслаивание песчаника и глины. Удельное сопротивление зафиксировало небольшое повышение вдоль пласта.

По материалам интерпретации ГИС: коэффициент открытой пористости пласта составляет в среднем - 13.3 %. Объемная глинистость составляет в среднем 34.5 %. Водонасыщенность в пласте составляет 70.1%. Коэффициент нефтенасыщенности составляет в среднем 29.9 % (табл. 4).

По результатам проведенных исследований выявлены средние петрофизические параметры пластов S1A, S№, S1Q, S2 для дальнейшего моделирования, которые представлены на рисунке 19.

Для дальнейшего моделирования и детализации полученной информации было выполнено построение карт 2Д для выделения закономерностей распространения отложений терригенной формации Кишн с целью прогноза и выделения областей для дальнейшей разведки с учетом результатов межскважинной корреляции.

Изучение петрофизических результатов по горизонтальному распределению было предпринято путем построения параметрических карт.

Изопараметрические карты были построены для петрофизических результатов, таких как объемная глиностость (Vsh), эффективная пористость (ФЕ), насыщенность углеводородами (Sh) и эффективная толщина. Картирование включает в себя четыре коллектора (терригенный Верхний Кишн резервуара S1A, S1B, S1C и S2) различных шести скважин на месторождении Шариуф (Шариуф-1, Шариуф-2, Шариуф-4, Шариуф-8, Шариуф-9 и Шариуф-29). Средние значения различных петрофизических результатов для терригенный Верхний Кишн резервуара в районе исследования приведены в таблицах 4.

0.7 0,6 0-5 0.4 0.3 0.2

Средние петрофизические параметры 51А

■II

Шариуф-1 Шариуф-2 Шариуф-4 Шариуф-8 Шариуф-9 Шариуф-29 ■ Средний объем глинистости 11Средняя эффективная пористость

Средняя водонасыщенность Средняя насыщенность углеводородами

1 о.э 0.8 0.7 0.6 0-5 0.1 0.3 0,2 0.1

I.

Средние петрофизические параметры Э1В

1.1.1,

I

Шариуф-1 Шариуф-2 Шариуф-4 Шариуф-8 Шариуф-э Шариуф-29 ■ Средний объем глинистости ■ Средняя эффективная пористость

Средняя водонасыщенность Средняя насыщенность углеводородами

В

0.9 0.8 0.7 0.5 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1

Средние петрофизические параметры 51С

II 1 .|| и Ь| и

Шариуф-1 Шариуф-2 Шариуф-4 | Средний объем глинистости Средняя водонасыщенность

Шариуф-8 Шариуф-9 Шариуф-29 Средняя эффективная пористость Средняя насыщенность углеводородами

0.9

0.8 0.7 0.6 0,5 0.4 О.З 0,2 0.1

||

Средние петрофизические параметры 52

Л II 1 11.1

Шариуф-1 Шариуф-2 Шариуф-4 Шариуф-8 Шариуф-9 Шариуф-29 I Средний объем глинистости ■ Средняя аффективная пористость

Средняя водонасыщенность Средняя насыщенность углеводородами

Рисунок 19. Результаты исследований пластов S1A, S1Б, S1С, S2 формации терригенный Верхний Кишн (месторождение

Шариуф).

Характеристика терригенный Верхний Кишн резервуара S1А. Объемная глинистость увеличивается в южном и северном направлениях, а в восточном направлении уменьшается рисунок 20А. Эффективная пористость варьирует от 15% в скважине Шариуф-8 до 20,3% в скважине Шариуф-9. пористость увеличивается в северо-восточной части и уменьшается в направлении западной части, как показано на рисунке 20Б. Углеводородная насыщенность терригенный Верхний Кишн резервуара S1A изменяется от 38% в скважине Шариуф-29 на юго-западе до 60% в скважине Шариуф-2, что показывает направление увеличения на северо-восточную и восточную стороны и, наоборот, уменьшение в северном и южном направлениях рисунок 21А. Эффективная мощность терригенный Верхний Кишн резервуара S1A увеличивается в западном направлении и по мере приближения к средней части области исследования, как показано на рисунке 21Б. Эти карты показывают, что средняя часть района исследований является лучшим местом для бурения новых скважин.

Рисунок 20. Изопараметрические карты глинистости (А) и эффективной

пористости (Б) резервуара S1А.

Рисунок 21. Изопараметрические карты насыщенности (А) и эффективной

мощности (Б) резервуара S1А.

Характеристика терригенный Верхний Кишн резервуара S1B. Характеристики пласта относительно похожи на те же характеристики, что и на картах пласта S1A. Объем глинистости увеличивается в юго-западном направлении и уменьшается в восточном и северном направлениях рисунок 22А.

Рисунок 22. Изопараметрические карты глинистости (А) и эффективной пористости (Б), насыщенности (В), эффективной мощности (Г) резервуара S1В.

Эффективное значение пористости увеличивается в центральной и северной частях области исследования, при этом уменьшается в юго-западной части рисунок 22Б и изменяется от 9% в скважине Шариуф-8 до 14,2% в скважине Шариуф-9. Распределение насыщенности углеводородами (рис.22В) показывает,

что нефтенасыщенность увеличивается в северо-восточном и южном направлениях района исследования. Эффективная мощность увеличивается в северо-восточном и юго-восточном направлениях (рис.22Г).

Характеристика терригенного Верхнего Кишнрезервуара S1С. Анализируя приведенный выше материал по всей исследуемой площади можно отметить, что отложения терригенного Верхнего Кишн (резервуар Б1С) характеризуются изменением объемной глинистости от 8,2% в скважине Шариуф-2 до 38,4% в скважине Шариуф-8 (рис.23А).

Рисунок 23. Изопараметрические карты глинистости (А) и эффективной пористости (Б), насыщенности (В), эффективной мощности (Г) резервуара S1С.

Объемная глинистость постепенно увеличивается в западном направлении. Эффективная пористость (ФЕ) изменяется от 12,3% (скв. Шариуф-8) до 19,8% (скв. Шариуф-9) и увеличивается в северо-восточном и южном направлениях, уменьшается в северо-восточной части площади (рис.23Б). Нефтенасыщенность

колеблется от 19% (район скв. Шариуф-1) до 55% (район скв. Шариуф-2). Максимальная нефтенасыщенность отмечена в центральной, северо-восточной и южной частях и уменьшается в западном направлении (рис.23В). Эффективная мощность терригенный Верхний Кишн резервуара S1C варьирует от 2,3 м. (район скв. Шариуф-2) до 6,9 м. (район скв. Шариуф-1) и увеличивается в юго-восточном и северо-западном направлениях, затем уменьшается к центральной части исследуемой площади. Минимальные значения эффективной мощности отложений терригенного Верхнего Кишн (резервуар S1C) составляю 2.3 м (район скв. Шариуф-2) (рис.23Г).

Характеристика терригенный Верхний Кишн резервуара S2. Анализируя приведенный выше материал по всей исследуемой площади можно отметить, что отложения терригенного Верхнего Кишн (резервуар S2) характеризуются изменением объемной глинистости от 16,9% в скважине Шариуф-4 до 40,6% в скважине Шариуф-8 (рис. 24A). Объемная глинистость постепенно увеличивается в юго-западном направлении постепенно уменьшается в северной части. Эффективная пористость (ФЕ) изменяется от 11,2% (скв. Шариуф-8) до 18,8% (скв. Шариуф-4) (рис. 24Б). Нефтенасыщенность колеблется от15,8% (район скв. Шариуф-1) до 49,6% (район скв. Шариуф-4) (рис. 24В). Насыщенность продуктивных отложений нефтью увеличивается в центральной и северо-западной частях и постепенно уменьшается в южном и юго-восточном направлениях. На рисунке 24Г показано, что эффективная мощность в терригенный Верхний Кишн резервуара S2 варьируется от 2,7% на скважине Шариуф-2 до 8,2% на скважине Шариуф-4. эффективная мощность увеличивается в центральной и северозападной частях и уменьшается в южной и юго-восточной части района исследований. Наиболее важным местом для накопления и производства являются север и северо-запад направления.

Рисунок 24. Параметрические карты глинистости (А) и эффективной пористости (Б), насыщенности (В), эффективной мощности (Г) резервуара S2.

Таблица 4: Значения основных структурных и емкостных параметров (скважинные данные) для моделирования

Скважин Пачка Зон Кровля Подошва толщина Эффективная толщина, м Объем глинистост и Эффективно й пористости (ФЕ) Водонасыщенност и Насыщенности углеводородами

Шариуф-1 81Л 1473.8 1489.0 15.2 11.34 0.12 0.183 0.387 0.613

Шариуф-2 в 1 в в * 81Л 1455.4 1472.4 17.0 14.2 0.068 0.194 0.343 0.657

Шариуф-4 81Л 1479.2 1494.4 15.2 12.4 0.125 0.179 0.565 0.435

Шариуф-8 £ « ка м м м 5 X 81Л 1491.4 1509.5 18.1 16.6 0.103 0.158 0.569 0.431

Шариуф-9 а 1 & 81Л 1452.5 1466.4 13.9 11.5 0.103 0.203 0.555 0.445

Шариуф-29 н П 81Л 1424.7 1441.2 16.5 12.3 0.161 0.175 0.616 0.384

Шариуф-1 81В 1488.9 1498.9 9.9 3.5 0.272 0.114 0.907 0.093

Шариуф-2 в 1 в Й ¡Э в * 81В 1472.4 1482.5 10.1 0.3 0.315 0.141 0.836 0.164

Шариуф-4 81В 1494.4 1503.1 8.7 0.2 0.33 0.13 0.9 0.1

Шариуф-8 « « ка м м м 5 X 81В 1509.5 1518.1 8.6 0.2 0.35 0.09 0.85 0.15

Шариуф-9 а 1 & 81В 1466.4 1477.2 10.8 4.0 0.313 0.142 0.782 0.218

Шариуф-29 н П 81В 1441.2 1450.5 9.3 0.2 0.407 0.102 0.771 0.229

Шариуф-1 81С 1498.9 1512.3 13.48 6.899 0.224 0.181 0.807 0.193

Шариуф-2 в 1 а в г * 81С 1482.5 1494.0 11.5 2.3 0.082 0.196 0.449 0.551

Шариуф-4 81С 1503.1 1513.7 10.6 4.9 0.218 0.159 0.59 0.41

Шариуф-8 5 в 81С 1518.1 1529.8 11.7 5.4 0.384 0.123 0.817 0.183

Шариуф-9 а й а й, 2 & 81С 1477.2 1488 10.8 5.7 0.129 0.198 0.492 0.508

Шариуф-29 н м 81С 1450.5 1462.1 11.6 4.3 0.178 0.189 0.607 0.393

Шариуф-1 82 1512.3 1523.0 10.7 5.0 0.271 0.134 0.842 0.158

Шариуф-2 в 1 Э в В в * 82 1494.0 1504.6 10.6 2.8 0.309 0.136 0.795 0.205

Шариуф-4 82 1513.7 1524.3 10.6 8.2 0.169 0.188 0.504 0.496

Шариуф-8 « « = в я в 82 1529.8 1544.9 15.1 4.2 0.406 0.112 0.765 0.235

Шариуф-9 а й а й, У & 82 1488 1501.6 13.6 4.8 0.27 0.142 0.743 0.257

Шариуф-29 н м 82 1462.1 1478.4 16.3 5.9 0.345 0.133 0.701 0.299

Таким образом, формация терригенного Кишн по литологическому составу характеризуется преимущественно наличием слабоцементированного песчаника с прослоями глин и известняка. Мощность отложений изменяется в пределах 79-152 м. Увеличение песчаной фракции происходит, как правило, в верхней части разреза. Проницаемость изменяется в диапазоне 0,1 ~ 453 мД.

3.3 Идентификация компонентов литологии и пористости матрицы коллектора методами анализа кросс-плотов ГИС. (на примере скважин

Шариуф 01, 02,04,08,09,29)

Основные методы и технологии определения коллекторских свойств и установление неоднородностей отложений формации Кишн были рассмотрены на примере скважинных данных для оптимизации процесса моделирования и выбора наиболее эффективных методов и алгоритмов построения модели. Неоднородность (изменчивость) в резервуарах из песчаника контролируется следующими факторами [89, 98]:

• Строением резервуара (линзовидная, табличная и т. д.).

• Наличием региональных и локальных разрывных нарушений.

• Наличие отдельных слоев и линз аргиллита и других пород с низкой проницаемостью.

• Вертикальное и горизонтальное изменение расположений фаций.

• Изменение слоистости (выделение как тонких слоев аргиллитов и песчаных интервалов с кальцитовым цементом).

• Влияния диагенетического процесса на сохранение, ухудшение/улучшение пористости и проницаемости.

Идентификация компонентов матрицы хорошо определяется по различным кросс-плотам, где появляются разные типы матриц путем комплексирования промыслово-геофизических методов. При выполнении работы были использованы: кросс-плот для отображения информации как пористости, так и литологии по НК-ГГКП, НК-АКи кроссплот N-M.

Анализ кросс-плотов нейтронного и плотностного метод являются общими при анализе каротажа скважины и быстрой интерпретации, чтобы построить график по различным параметрам каротажа, чтобы определить литологию и пористость в пласте. Кроссплоты НК-ГГКП считаются наиболее широко используемой комбинацией при определении пористости каротажа [15, 44].

Рассмотрим кросс-плоты нейтронной плотности (НК-ГГКП) для терригенного Верхнего Кишн резервуара S1A (рис. 25А). Наблюдаемые точки находятся между песчаником и известняком, а пористость составляет от 10% до 28%. Это свидетельствует о наличии песчаника и известняковой матрицы. Смещение некоторых точек к линии доломита может быть связано с эффектом глины.

Кроссплоты для терригенного резервуара Верхний Кишн (S1B) рисунок 25Б показывают, что пористость колеблется от 5 до 25%, большинство нанесенных точек разбросаны между известняком и доломитом (скважин: Шариуф-4, Шариуф-8 и Шариуф-29) из-за эффекта глин. Другие точки разбросаны между линиями песчаника и известняка. Это указывает на наличие глин, смешанных с песчаниковыми и известняковыми полосами.

Из анализа кросс-плота нейтронной плотности для терригенного резервуара Верхний Кишн (S1C) исследуемой области рисунок 25В видно, что пористость колеблется от 10 до 25%, где большинство точек разбросано и очень близко особенно к линии песчаника (скважины Шариуф-1, Шариуф-4, Шариуф-8 и Шариуф-29), а остальные точки расположены между песчаником и известняком. Это указывает на наличие песчаных отложений с некоторыми известняковыми прослойками.

Некоторые точки, рассеянные в направлении доломитовой линии, относятся к доломитовому цементу.

Рисунок 25. Результаты построения кроссплотов по результатам ГИС. A - кроссплот нейтронного плотностного каротажа S1A, Б - кроссплот нейтронного плотностного каротажа S1B; В - кроссплот нейтронного плотностного каротажа S1C; Г- кроссплот

нейтронного плотностного каротажа S2

На рисунке 25Г показаны кросс-плоты нейтронной плотности для терригенного Верхнего Кишн резервуара ^2), по преобладанию нанесенных точек

на совокупность линий песчаника и между линиями песчаника и известняка, позволяет выделить породы с пористостью от 10 до 27%, следовательно, по литологическому составу породы представлены в основном песчаником с небольшим количеством известкового цемента. Смещение некоторых точек к линии доломита может быть связано с эффектом глины.

Анализ кросс-плотов нейтронных и акустических методов. Кросс-плот нейтронные - акустические методы являются наиболее точным инструментом каротажного анализа для определения пористости. Точки, соответствующие конкретной водонасыщенной части пласта, определяют линии (кварц, известняк, доломит и т. д.), которые можно отображать в единицах пористости. Когда литология матрицы представляет собой бинарную смесь (например, кварцево-известковый или известковый доломит), точка, построенная по показаниям каротажа, будет находиться между соответствующими линиями литологии. Влияние углеводородов можно наблюдать на перекрестном графике, влияние глинистости можно отметить на перекрестном графике [79].

Кросс-плоты нейтронный - акустических методов для терригенного Верхнего Кишн (рис. 26А) показывают, что точки в основном сосредоточены между линиями известняка и песчаника с пористостью 10-35%.

Рисунок 26. Результаты построения кросс-плотов по результатам ГИС. А-кроссплот нейтронного акустического каротажа S1A; Б-кросс-плот нейтронного акустического каротажа S1B; В - кросс-плот нейтронного акустического каротажа S1C; Г- кросс-

плот нейтронного акустического каротажа S2

Также отмечается, что точки распространяются в северо-восточном и юго-западном направлениях. Некоторые точки смещены вниз к линии доломита из-за эффекта глинистости. Это указывает на переслаивание песчаника и известняка с некоторой интеркаляцией из алевролита и глины. Основное сосредоточение точек

представлено между линиями известняка и песчаника, пористость которых достигает 35%. На рисунке 26Б точки данных распределены в основном между линиями известняка и песчаника с пористостью 8 - 35%. Также отмечается, что точки распространяются в северо-восточном и юго-западном направлениях. Точки смещены вниз к линии доломита из-за эффекта глинистости. Это указывает на наличие пород песчаника и известняка с некоторой интеркаляцией из алевролита и глины. Точки в основном сосредоточены между линиями известняка и песчаника с пористостью 20-37%, за исключением скважина Шариуф-1 пористость достигает до 11 % в юго-западном направлении. Некоторые точки смещены вниз к линии доломита из-за эффекта глинистости. Это указывает на наличие песчаников и известняков с некоторой интеркаляцией из алевролита и глины рисунок 26В. Точки в основном сосредоточены между линиями известняка и песчаника с пористостью 12-28%. Это указывает на наличие песчаника и известняка с некоторой интеркаляцией из алевролита и глины рисунок 26Г.

Анализ кросс-плота Ы- М Верхнего Кишн. Метод №М кросс-плота является эффективным методом определения литологии. Он основан на расположении трех измерений пористости. Точки лежат в треугольнике тройной системы с трех элементными минералогиями в качестве вершин треугольника и расположение каждой точки указывает на минеральную смесь этой конкретной точки.

На рисунке 27А показан минералогический состав терригенный Верхний Кишн резервуара Б1Л.

Рисунок 27. Результаты построения кроссплотов по результатам ГИС. А - кросс-плот К-МБ1Л; Б - кросс-плот К-МБШ; В - кросс-плот К-МБ1С; Г - кросс-плот N

МБ2

Все точки разбросаны по диаграмме, и чтобы заполнить области кварца и кальцита, тогда как они имеют тенденцию быть близко к области кварца, как показано на скважине Шариуф-29 поможет выявить наличие коллектора-песчаника с известняковым цементом. Эффект газа проявляется в смещении точки скважины Шариуф-29 в вертикальном углу диаграммы. Кроме того, некоторые точки

(скважины Шариуф-1 и Шариуф-2) смещены вверх из-за вторичной пористости. Кроссплот N-M терригенного Верхнего Кишн резервуара S1B (рис. 27Б) показывает, что большинство нанесенных точек распределены между линией кальцита и доломита из-за влияния глины. Другие точки разбросаны между линиями песчаника и известняка, следовательно терригенный Верхний Кишн (S1B) состоит из глин, переслаивающихся с песчаными пропластками и небольшими прослоями известняка. Некоторые точки (скважина Шариуф-9) искажены вверх из-за вторичной пористости, эффекта газа или соли. Из кросс-плота N-M терригенный Верхний Кишн (S1C) исследуемой области (рис. 27В) большинство точек разбросано по линии песчаника и очень близко к ней, как скважины Шариуф-29 и Шариуф-8, хотя другие точки нанесены между песчаником и известняком. Это указывает на наличие песчаного резервуара с некоторыми известняковыми прожилками. Эффект газа проявляется в смещении некоторых точек в вертикальном углу диаграммы скважины Шариуф-29. В дополнение к влиянию ангидрита, как смещение некоторой точки (скважины Шариуф-1, Шариуф-4 и Шариуф-8) вниз. Более того, некоторые точки разбросаны вниз из-за глины скважины Шариуф-9. На рисунке 27Г показан минералогический состав терригенного Верхнего Кишн резервуара S2. Самые высокие значения характеризуют кварцевую область и пространство между кварцевыми и кальцитовыми областями, и они имеют тенденцию быть ближе к кварцевой области, чем кальцитовая. Это предполагает наличие песчаникового коллектора с некоторыми известковыми полосами. Влияние газа проявляется как смещение точек вверх. В дополнение к эффекту сера, как смещение некоторой точки (скважины Шариуф-4 и Шариуф-8) вниз. Кроме того, некоторые точки разбросаны вниз из-за эффекта глины (скважины Шариуф-4 и Шариуф-9).

ВЫВОДЫ

По результатам комплексной оценки продуктивных пластов терригенного Верхнего Кишн на месторождении Шариуф было установлено:

1. Наиболее перспективными интервалами в пределах резервуаров S1A, S1B, S1C и S2 являются отложения терригенного Верхнего Кишна. Для отображения литологии резервуара построены кроссплоты ГИС (кроссплот определения плотности по НК, комплексированием НК и АК и кроссплот N-M).

2. Содержание глин в резервуаре S1A терригенного Верхнего Кишн колеблется от 11 до 28%, значения объемной глинистости увеличивается в южном и северном направлениях, а в восточном направлении уменьшается. В резервуаре S1B терригенный Верхний Кишн объем глин увеличивается в юго-западном направлении до 45% и уменьшение в восточном и северном направлениях, в резервуаре S1C терригенного Верхнего Кишн объемная глинистость постепенно увеличивается в западном направлении до 40%. В резервуаре S2 терригенного Верхнего Кишн объем глины увеличивается к юго-западу и постепенно уменьшается к северному направлению (юго-западное направление обычно имеет высокое содержание сланца).

3. Эффективная пористость для всех резервуаров высокая на северо-востоке достигает до 20-22%, в южном и юго-западном направлениях она снижается до 10%, за исключением пласта S1B терригенного Верхнего Кишн, в котором эффективная пористость небольшая на северо-востоке до 14.5% и на юго-западе до 9%.

4. Результаты исследования показывают, что насыщение углеводородами высокое в пласте S1A терригенного Верхнего Кишн, оно увеличивается в северовосточном и восточном направлениях и уменьшается в северном и южном направлениях. В пласте S1B нефтенасыщение практически отсутствует из-за увеличения объема глина, водонасыщенность достигает 90% и снижение эффективной пористости. Кроме того, насыщенность углеводородами в пласте S1C увеличивается в средней, северо-восточной и южной частях и уменьшается в

западном направлении. Насыщенность углеводородами отложений пласта Б2 увеличивается в средней и северо-западной частях и постепенно уменьшается в южном и юго-восточном направлениях.

5. Толщина слоев-песчаников терригенного Верхнего Кишн Б1Л варьирует от 11,4 м. до 16,6 м; терригенного Верхнего Кишн Б1Б - от 0,15 м до 4 м и увеличивается в северо-восточном и юго-восточном направлениях в районе исследования; терригенного Верхнего Кишн Б1С варьирует от 2,2 м до 6,9 м и увеличивается в юго-восточном и северо-западном направлениях, затем уменьшается к центральной части площади; терригенного Верхнего Кишн Б2 - от 2,7 до 8,2 м, значение толщины увеличивается в центральной и северо-западной частях и уменьшается в южной и юго-восточной частях области исследования.

6. Анализ свойств терригенного Верхнего Кишн Б1Б показывают, что объем глин высокий, эффективная пористость низкая, водонасыщенность очень высокая, именно поэтому терригенный Верхний Кишн Б1Б не относится к углеводородсодержащему.

7. Анализ пористости терригенного Верхнего Кишн для шести исследованных скважин показал, что подразделения терригенного Верхнего Кишн Б1Л и Б1С являются наиболее эффективными из четырех перечисленных.

4. КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ ЗАЛЕЖЕЙ ФОРМАЦИИ КИШН

4.1 Основные этапы построения трехмерной модели нефтеносных отложений формации Кишн комплексированиемГИС

В нефтегазовой отрасли моделирование пласта включает в себя создание компьютерной модели нефтяного пласта с целью улучшения оценки запасов и принятия решений относительно разработки месторождения.

Трехмерное моделирование резервуаров используется нефтегазовыми компаниями при разработке новых месторождении, прогнозирования и принятия инвестиционных решений. На поисковом этапе для новых залежей построение моделей помогает определить количество требуемых скважин, сделать прогноз на ожидаемую добычу нефти, воды и газа [20].

В данной главе диссертации статическая (первичная) модель резервуара формации Кишн была построена с использованием программного обеспечения Petrel Schlumberger.

Этапность работ, моделирования была определена по результатам и объему скважинных данных и материалов ГИС:

1. Структурно-стратиграфическое моделирование (создание каркаса);

2. Моделирование свойств;

2.1. Фациальное (литологическое) моделирование;

2.2. Петрофизическое моделирование;

• Построение куба пористости;

• Построение куба нефтенасыщенности;

3. Подсчёт запасов

Структурно-стратиграфическое моделирование. Трехмерная структурно-стратиграфическая модель строиться с учетом имеющиеся данных и наблюдений, все интерпретированные поверхности должны соответствовать необработанным данным в приемлемом диапазоне в зависимости от точности и разрешения данных [38].

Структурное моделирование является первым шагом в построении 3D-моделей и подразделяется на три процесса: 1 - моделирование разломов; 2 - пиллар Гридинг (Pillar Gridding); 3 - создание горизонтов, зон и наслоений.

Построение модели структуры основано на двухмерной сейсмической интерпретации и на разбивке скважин, полученных в ходе корреляции каротажных диаграмм. Входные данные состоят из следующих элементов: Верхний Карбонатый Кишн, Кишн красная глина, Терригенный Верхний Кишн S1A, Терригенный Кишн Верхний S3, Терригенный Нижний Кишн и Формация Саар, глубины поверхностей и разломов интерпретируемых разломов, детализированные в зонах моделирования.

Моделирование разломов. Определение разломов в геологической модели, которые послужат основой для создания трехмерной сетки, рисунок 28A. Впоследствии в неё можно вставить горизонты, зоны и слои. Цель этого шага -определить форму каждого из разломов, которые должны быть смоделированы. Это делается путем генерации «Пилларов». Модель разломов была создана на основе интерпретированных сейсмических профилей (Глава 2). Угол падения, азимут, длина и форма определяют плоскости разломов посредством Key Pillars (Пилларов) (рисунок 28B).

Пиллар Гридинг (Pillar Griddin. Создание сетки является основой всей модели. Генерация структурной модели осуществляется в процессе, называемом Pillar Gridding. Pillar Gridding - это уникальная концепция в Petrel, где разломы в модели используются в качестве основы для создания трехмерной сетки.

Доступно несколько опций для настройки трехмерной сетки для геомоделирования или моделирования потока. Pillar Gridding — это процесс создания «Skeleton Framework». Skeleton представляет собой сетку, состоящую из

верхней, средней и нижней сеток каркаса, каждая из которых прикреплена к верхней, средней и нежней точкам key pillars, как показано на рисунок 28C.

Рисунок28. Основы методологии структурного моделирования (создание каркаса с

учетом разломов)

Создание горизонтов, выполнялось с учетом данных, соответствующих интерпретируемых поверхностей (Верхний Карбонатый Кишн, Терригенный Верхний Кишн S1A, Терригенный Верхний Кишн S3, Терригенный Нижний Кишн и Формация Саар рисунок 29А.

Рисунок 29. Основные параметры и настройки при создании горизонтов. Условные обозначения: А - общие параметры, используемые для всех зон в районе исследования; Б - параметры, стратиграфических интервалов; В - параметры основных продуктивных пластов для всех зон в районе исследования.

Границы структурной карты использовались в качестве ключевых входных данных при интерпретации сейсмических данных в качестве ключевого измерения горизонтов. Процесс создания зон оказался актуальным для дифференциации коллектора. Зоны могут быть добавлены к моделям путем введения данных о толщине, в форме изохор (постоянной толщины и процентов) (рис.29Б). При построении структурно-стратиграфической модели в программном пакете Petrel использовался пропорциональный тип напластования. Количество слоев в модели залежи остается постоянным, изменяется только толщина слоев (рис.29В). Трехмерная итоговая структурная модель была построена на основании комплексирования результатов сейсморазведки и бурения (рис. 30).

Рисунок 30-Итоговая 3D структурная модель формации Кишн

Для дальнейшего петрографического и фациального моделирования, из итоговой трехмерной модели были извлечены два структурных разреза в разных направлениях исследуемой области, чтобы показать латеральные изменения их толщин (рис. 31А и Б).

Рисунок 31. Основные параметры изменения свойств коллектора при латеральном простирании в районе исследования. Условные обозначения: А - структурный разрез в направлении СЗ-ЮВ сечения для всех зон; Б - структурный разрез в направлении ЮЗ-СВ сечения для всех зон

Структурные профили показывают, что формация Кишн осложнена разломами. Эти разломы имеют общий северо-восточный-юго-западный тренд и

образуют горстовые, грабеновые и полуграбеновые структуры с небольшими смещениями разломов. Разломы имеют большие углы падения от 50° до 90° (рис. 32).

Рисунок 32. Гистограмма, отражающая изменение углов падения выделенных разломов, влияющих на формацию Кишн (месторождение Шариуф)

Формация Кишн в районе исследования представлена антиклинальными складками с осью, параллельной тренду разлома. Поскольку формация Кишн является частью пост-рифтовой толщи. Формация подверглась воздействию процессов уплотнения, определённых в первую очередь восходящими движениями земной коры. Поднятие фундамента привело к образованию антиклинальной складчатости формации. С точки зрения стратиграфии, [6,72р] интерпретировали

образование этого поднятия произошло к концу аптского века, которое, в свою очередь определило развитие эрозии. Это объясняется тем, что существовала граница между формацией Кишн и вышележащей формацией Харшават. Во время подъема активизировались глубинные рифтогенные разломы, что привело к разрушению вышележащих единиц, включая часть формации Кишн. Поднятие подтверждается наличием разломов, параллельных оси складки. Формирование разломов и рост структур происходило непосредственно после отложения формации Кишн.

Моделирование свойств. Рабочий процесс построения статической модели проведен на основании интерпретации каротажа скважин. В ходе данных работ дискретные фации были распределены по сетке модели, масштабирования скважины, анализа данных и петрофизического моделирование. Процесс моделирования геометрических свойств позволил создать модели с использованием AboveContact - высоты ячеек сетки над заданным уровнем контакта.

Для распределения значений свойств по всем ячейкам модели 3D проведено перемасштабирование каротажных кривых или атрибутов скважинных разбивок. Процесс перемасштабирования каротажных кривых представляет собой осреднение исходного каротажа внутри каждой ячейки, через которую проходит траектория скважины. Для перемасштабирования можно применять различные методы, например, метод среднего арифметического (Arithmetic average method) дал хороший результат при загрузке данных эффективной пористости, объемной глинистости и нефтенасыщенностие. При использовании метода Most of average method ячейка обретала дискретное значение, что наиболее подробно отображается в каротаже и в методе среднего арифметического для эффективной пористости, объемной глинистости и нефтенасыщенности коллекторских свойств.

Прежде чем продолжить работу с моделью, результаты масштабирования фаций и свойств породы были проверены, чтобы убедиться, что основные неоднородности, которые влияют на модель, сохраняются после масштабирования каротажа, как показано на (рис. 33).

примере скважины -04.

Таким образом, контроль качества полученных данных для фациального и петрофизического моделирования осуществлялся путем интерполяции и распределения данных по всем ячеек трехмерных сеток.

Были проведены: 1 - дискретный анализ данных, используемый для анализа пропорции фаций, толщины фаций, калибровки между непрерывными свойствами (например, сейсмической выборкой) и фациями в каждой зоне, а также для создания вариограммы. Этот метод используется для фаций, так как мы имеем дело с кодом (0, 1 и 2) в отличие от петрофизических свойств (объем глинистости, эффективная пористость и водонасыщенность), которые имеют дело с десятичными числами интергеров; 2 - непрерывный анализ данных, используемый для анализа петрофизических данных путем определения преобразований данных и создания вариограмм. Преобразование данных позволило сделать данные стационарными и стандартно распределенными, что является требованием многих стандартных геостатистических алгоритмов. Пространственные тренды определены по скважинным данным до моделирования свойства для обеспечения стационарности, и эти тренды повторно применены к смоделированному свойству, обеспечивая их сохранение.

4.2 Особенности фациального (литологического) моделирования залежей формации Кишн с применением ГИС

Моделирование фаций - это средство распределения дискретных фаций вне сетки моделей. Этот шаг включает в себя множество различных подходов моделирования фаций. Наиболее используемые методы: 1 - моделирование объектов (используется для моделирования фаций) заполняет дискретную модель фаций различными телами различной геометрии, кода фаций и фракций; 2 -последовательный индикатор (используется для моделирования фаций) создает

стохастическое распределение свойств, используя параметры направления, как вариограммы и экстенсиональные тренды.

Классификация фаций и их точное представление в трехмерной клеточной геологической модели имеет решающее значение, поскольку проницаемость и насыщенность флюидами для данной пористости значительно различается между фациями. Наилучшим источником фациальной информации являются образцы керна пластовой породы из скважин. Поскольку доступность информации о керне ограничена, необходима интерпретация данных каротажа для оценки фаций в скважинах без кернов.

В этом тезисе определены пять фундаментальных литотипа, характеризующие режим осаждения нефтяного месторождения Шариуф (доломит, известняк, глина, алевролит и песчаник). Описанные фации кодируются и загружаются в Petrel™ (программное обеспечение для трехмерного моделирования Schlumberger) для построения SD-модели фации в интересующей области.

Накопление продуктивных отложений осуществлялось при колебаниях уровня моря. При этом отмечалось преобладание мелководно морской обстановки. Во время накопления отложений пласта S1A существовало 2 цикла рисунок 34A).

Г) Пласт 52

Рисунок 34. Условия седиментации продуктивных отложений верхней части терригенной формации Кишн. Условные обозначения: А, Б, В - характеристика условий седиментации продуктивных отложений верхнего пласта; Г -характеристика условий седиментации продуктивных отложений среднего пласта.

Седиментация осадка каждого из них начиналась формированием песчано-алевритовых разностей и заканчивалась накоплением глин. При этом просматривалась следующая зональность. В западной части исследуемой площади в течение обоих этапов устойчиво существовала высокая гидродинамической активности придонных вод. В результате в интервале залегания данных отложений фиксируется цилиндрическая форма кривой гамма-каротажа. Скорее всего, это характерно для фациальной обстановки мелководного шельфа, имеющего хорошую сообщаемость с основной частью морского бассейна.

Восточнее фиксируется зона, в пределах которой в течение первого этапа отмечалось периодическое уменьшение гидродинамической активности придонных вод. Учитывая сравнительно небольшие размеры полигона работ, наиболее вероятно, это осуществлялось вследствие периодического ухудшения сообщаемости с основной частью бассейна. Это нашло отражение в локальном увеличении радиоактивности пород рассматриваемой толщи. Вместе с тем, в течение 2 этапа аккумуляции отложений пласта существовала достаточно высокая подвижность вод, что определило образование цилиндрической формы кривой радиоактивного каротажа, записанного в интервале залегания соответствующих отложений.

При рассмотрении терригенных отложений пласта S1B рисунок 34Б существовала сравнительно устойчивая регрессия. На это убедительно указывает форма радиоактивного каротажа, просматривается воронко-подобный тип. При этом прослеживается определённая тенденция увеличения радиоактивности в западном направлении. По всей видимости, это было вызвано увеличением глубины рассматриваемого водоёма.

Накопление отложений пласта S1C и S2 происходило преимущественно в мелководной обстановке (рисунок 34 В и Г). Судя по всему, практически осуществлялась компенсация прогибания бассейна. В результате в восточной части исследуемого полигона фиксируется зона аномального увеличения содержания

глинистого материала в составе продуктивного пласта. Очевидно, здесь периодически возникала лагуна.

При анализе гамма-каротажа отмечается определённая тенденция изменения их формы. Если в юго-западной части наблюдается тип кривых наиболее приближенный к цилиндрическому, то в северо-восточном направлении последовательно становится более чётко выраженная колоколо-образная разновидность соответствующей кривой. По всей видимости, в центре полигона работ периодически формировалось баровое тело, которое, в сою очередь, способствовало формированию лагунной фациальной зоной.

Полученные материалы были использованы для построения геологической модели, которая представляет интерес для проведения работ по повышению эффективности освоения нефтяного месторождения с длительной историей разработки.

Базовая модель фаций была основана на формации Кишн. Эта фациальная модель была построена с использованием девяти зон: Карбонатный Верхний Кишн, Кишн Красная глина, Нижний Кишн Карбонат, Терригенный Верхний Кишн Б1Л, Терригенный Верхний Кишн Б1Б, Терригенный Верхний Кишн Б 1С, Терригенный Верхний Кишн Б2, Терригенный Верхний Кишн Б3 и Терригенный Нижний Кишн.

В этом исследовании фациальная модель рисунок 35Л зоны Карбонатный Верхний Кишн показывает, в основном, известняк со средним содержанием карбонатного материала 88,9% с некоторым количеством промежуточных песчаников со средним значением 11,01%, распределенным в исследуемом районе.

Рисунок 35. Основные результаты моделирования лито-фаций терригенной и карбонатной формации Кишн. Условные обозначения: А - 2D-модель сетки для зоны Верхний Карбонатный Кишн; Б - 2D-модель сетки для зоны Красная глина Кишна; В - 2D-модель сетки для зоны Карбонатный Нижний Кишн; Г - 2D-модель сетки для зоны Терригенный Верхний Кишн S1A в районе исследования.

Лито-фациальная модель зоны Красной глины Кишн рисунок 35Б показывает в основном глины, в среднем 92,78% с алевролитом, в среднем 7,22%,

распределенные в районе исследований. Лито-фациальная модель зоны карбонатного нижнего Кишн рисунок 35В показывает в основном известняк в среднем 66,62% и глина со средним 33,38%, распределенный в районе исследования. Лито-фациальнаямодель зоны Терригенного Верхнего Кишн S1A рисунок 35Г показывает в основном песчаник в среднем 63,84% и известняк в среднем 22,55% с небольшим количеством алевролита, доломита и глины в среднем 9,30%, 2,41% и 1,90%, соответственно распределенных в области исследования. Был сделан вывод о том, что Терригенный Верхний Кишн S1A является песчаникого литотипа. В лито-фациальной моделе зона Терригенного Верхнего Кишн S1B рисунок 36A показан известняк со средним содержанием 58,29% с алевролитом со средним значением 17,95% со глиной со средним значением 13,89% и песчаником со средним значением 9,87%, распределенным в районе исследования. Лито-фациальная модель зоны Терригенного Верхнего Кишн S1C рисунок 36Б показывает в основном песчаник со средним содержанием 41,49% со глиной со средним содержанием 28,85% с алевролитом со средним содержанием 21,13% и известняком со средним содержанием 8,53%, распределенными в районе исследования. В лито-фациальной модели зона Терригенного Верхнего Кишн S2 рисунок 36В в основном представлена алевролитом со средним содержанием 42,98%, песчаником со средним значением 22,86%, глиной со средним значением 19,31% и известняком со средним значением 14,84%, распределенными в районе исследования. Был сделан вывод, что зоны S1C и S2 - являются песчаной лито-фацией с примесью алевролита и глины.

Рисунок 36. Основные результаты моделирования лито-фаций терригенной и карбонатной формации Кишн. Условные обозначения:А - 2Э-модель сетки для

зоны Терригенный Верхний Кишн S1B; Б - 20-модель сетки для зоны Терригенный Верхний Кишн S1C; В - 20-модель сетки для зоны Терригенный Верхний Кишн S2;

Г - 20-модель сетки для зоны Терригенный Верхний Кишн S3; Д - 20-модель сетки для зоны Терригенный Нижний Кишн в районе исследования.

На фациальной модели зоны Терригенного Верхнего Кишн S3 (рис. 36Г) в основном представлены песчаники со средним значением 62,08% с алевролитом в среднем содержанием 15,65% с известняком со средним значением 14,97% и глиной со средним значением 7,31%, распределенными в районе исследования. В фациальной модели зоны Терригенного Нижнего Кишн рисунок 36Д представлены в основном глины со средним содержанием 54,56%, известняки со средним значением 20,76%, алевролиты со средним значением 13,94%, песчаники со средним значением 8,98% и доломиты со средним значением 1,76%.

Как правило, лито-фациальные модели формации Кишн говорят о том, что эта формация состоит из 43,83% известняка, 21,53% глины, 21,26% песчаника, 13,21% алевролита и 0,17% доломита, что делает его смешанным силикатно-пластовым карбонатным образованием. В основном доломит, присутствующий в формации, находится в Терригенной пачке Кишн, в отличие от карбонатной пачки Кишн, которая состоит в основном из известняка [6]. относят присутствие доломитовых отложений к верхней части нижне-кишнской Терригенной пачки. Чтобы оценить качество моделей фаций, были построены гистограммы для интерпретированных фаций из каротажных скважин, масштабированных и смоделированных лито-фаций для каждой отдельной фации по зонам. В целом имеется хорошее соответствие между смоделированными лито-фациями, масштабированными лито-фациями и интерпретированными лито-фациями из каротажных скважин (рис. 37).

Рисунок 37. Сравнение гистограмм литологического состава коллектора по результатам обработки каротажных данных скважин, масштабированных и смоделированных для всех зон лито-формации Кишн в районе исследования, где: 1 - доломит, 2 - алевролит, 3 - песчаник, 4 - известняк, 5 - глина.

Различные поперечные сечения извлекаются из трехмерной лито-фациальной модели для отображения вертикального и латерального распределения различных фаций внутри формации Кишн через нефтяное месторождение Шариуф ( рис. 38, 39Л и Б).

Рисунок 38. Итоговая лито-фациальная модель 3D формации Кишн.

Рисунок 39. Основные параметры изменения свойств коллектора при латеральном простирании в районе исследования. A) Распределение модели фаций Северозападный - Юго-восточный разрез для всех зон в исследуемой области и Распределение модели фаций Юго-западный - Северо-восточный разрез, для всех

зон в районе исследования.

В нижних частях свиты (пачка Кишн) наблюдаются быстрые вертикальные и латеральные лито-фациальные изменения. Где формация демонстрирует различные вертикальные изменения песчаника, алевролита, сланца и известняка из-за колебаний уровня моря в период отложения. King et al. (2003), Leckie and Rumpel (2003) и Lashin et al. (2016) заявили, что Терригенная пачка Кишн состоит в основном из песчаников с прослоями сланцев и карбонатов. В то время как в верхней части лито-формации (карбонатная пачка Кишн) в основном преобладает карбонатные отложения (известняки), что указывает на явную трансгрессию в этот период. Beydoun et al. (1998) пришли к выводу, что карбонатная пачка Кишн откладывалась в условиях чередования открытых и закрытых морских условий в глубоководной морской среде. Сильное преобладание карбонатов над Терригеннами Кишн делает карбонатную толщу Кишн покрышкой для нижележащих коллекторов. Alareeq и др. (2016 и 2020) заявили, что карбонатная пачка Кишн представляет собой наиболее важное латеральное / вертикальное экранирование для Терригенной пачки Кишн. В дополнение к вертикальным изменениям Терригенная пачка Кишн демонстрирует латеральные изменения, которые могут быть отнесены к изменениям уровня моря, допускающим различные условия осадконакопления от речного до флюидодельтового и мелководного морского. King et al. (2003) упомянули об этих условиях осадконакопления для Терригенной пачки Кишн. Кроме того, King et al. (2003), Leckie and Rumpel (2003) и Lashin et al. (2016) заявили, что эта пачка отложилась в плетеных руслах рек, на берегу и в мелководно-морских условиях осадконакопления.

Таким образом, основные перспективы нефтегазоносности в пределах исследуемого региона в настоящее время связываются с терригенной толщей данной формации. В свою очередь разрез терригенной составляющей формации Кишн разделяется на две части: верхнюю и нижнюю. Нижняя часть терригенного комплекса формации Кишн представлена преимущественно песчаниками с прослоями глинистых слоёв, также присутствуют алевролиты. Верхняя часть

терригенной толщи формации Кишн состоит из песчаников, а также аргиллитов, алевролитов и известняком, имеющих явно подчинённое значение. Именно верхняя часть терригенной толщи формации Кишн является основным продуктивным горизонтом месторождения Шариуф.

4.3 Особенности петрофизического моделирования залежей формации Кишн

Процесс петрофизического моделирования в Petrel™ предлагает полный спектр методов для моделирования петрофизических свойств, которые рассчитываются на основе петрофизического анализа, таких как пористость, объем глинистости и водонасыщенность. Интерполяция, кригинг, стохастическое моделирование и калькулятор водонасыщенности также могут быть рассчитаны. Обычно данное моделирование используется в сочетании с лито-фациальным моделированием для определения геологической неоднородности в различных масштабах. Моделирование петрофизических свойств включает в себя подробный анализ тенденций. Petrel предоставляет ряд инструментов для решения сложных задач таких как: автоматизация или полуавтоматизация процесса анализа, но в то же время предлагает подробный "ручной" анализ для экспертов.

Модель эффективной пористости была построена с использованием девяти зон: Верхний Карбонатный Кишн, Кишн Красная глина, Нижний Карбонатный Кишн, Терригенный Верхний Кишн S1A, Терригенный Верхний Кишн S1B, Терригенный Верхний Кишн SIC, Терригенный Верхний Кишн S2, Терригенный Верхний Кишн S3 и Терригенный Нижний Кишн.