Выделение резервуарных единиц и оценка фильтрационно-ёмкостных свойств третичных карбонатных коллекторов месторождения Аджил по комплексу каротажных данных

Третичные карбонатные коллекторы представляют собой один из наиболее сложных объектов для геолого-геофизического изучения. Высокая литологическая неоднородность, широкое развитие вторичных процессов (доломитизация, рекристаллизация, растворение, цементация), а также сложная структура пустотного пространства существенно осложняют оценку фильтрационно-ёмкостных свойств (ФЕС) таких пород. В связи с этим комплексный подход к интерпретации данных промысловой геофизики приобретает особое значение для обоснования выделения резервуарных единиц и количественной оценки петрофизических параметров продуктивных горизонтов.

Месторождение Аджил расположено в провинции Салах-эд-Дин (Северный Ирак), приблизительно в 30 км к северо-востоку от города Тикрит. Месторождение было открыто в 1977 году скважиной Aj-1 и представляет собой асимметричную антиклинальную структуру с простиранием оси с северо-запада на юго-восток. В разрезе третичного комплекса выделены продуктивные отложения формаций Джерибе, Дхибан и Евфрат (средний — нижний миоцен), приуроченные к карбонатной платформе мезотетиса. Геологическое строение месторождения осложнено тектоническими нарушениями, а также литологической изменчивостью карбонатных пород в пределах отдельных стратиграфических подразделений.

Целью настоящего исследования является выделение резервуарных единиц в разрезе третичных отложений месторождения Аджил на основе комплексной интерпретации каротажных данных, а также количественная оценка их фильтрационно-ёмкостных свойств — пористости, проницаемости, глинистости и водонасыщенности. Интеграция результатов различных методов каротажа позволяет получить наиболее достоверное представление о строении резервуара и распределении петрофизических параметров в объёме геологической модели.

Геологическое строение и стратиграфия

Антиклинальная складка месторождения Аджил имеет длину около 30 км и ширину около 5 км, формирование которой связано с тектоническими процессами Загросского орогенеза. Структура характеризуется наличием двух куполов: основного юго-восточного и менее выраженного северо-западного. На основном куполе установлена газовая шапка, в то время как на периферии структуры залегает лёгкая нефть плотностью 34° API. Продуктивные третичные отложения залегают на глубинах от 850 до 1200 м и представлены преимущественно карбонатными породами с различной степенью доломитизации и глинизации.

Формация Евфрат (нижний миоцен, бурдигальский ярус) является нижним продуктивным горизонтом и имеет мощность от 69 до 94 м. В её составе преобладают кристаллические известняки, доломитизированные известняки и доломиты с прослоями ангидрита. Формация подразделена на три пакета: верхний (E1), средний (E2) и нижний (E3). Условия осадконакопления соответствовали тропической и субтропической морской обстановке с развитием рифовых и зарифовых фаций, что обусловило формирование пород с высокой ёмкостью.

Формация Дхибан (нижний миоцен) залегает с размывом на отложениях Евфрата и имеет мощность от 13 до 19 м. Она представлена массивным гипсом с тонкими прослоями мергелей и известняков. Формация подразделена на две части: верхнюю (D1) и нижнюю (D2). Условия осадконакопления отвечали лагунно-эвапоритовой обстановке с ограниченной циркуляцией морской воды и периодическим осаждением сульфатных минералов, что значительно снижает коллекторские свойства данных отложений.

Рисунок 1. Стратиграфическая колонка третичных формаций месторождения Аджил в исследуемых скважинах

Формация Джерибе (средний миоцен, лангский ярус) перекрывает отложения Дхибана с трансгрессивным контактом и имеет мощность от 33,5 до 48,5 м. Она представлена доломитизированными известняками и доломитами. Выделены три пачки: верхняя (J1), средняя (J2) и нижняя (J3). Осадконакопление происходило в условиях ограниченной лагуны с периодическим uplift-фазами, что привело к формированию доломитизированных разностей с хорошими коллекторскими свойствами, особенно в верхней и средней частях разреза (рис. 1).

Методика исследований

Исследование выполнено по материалам пяти скважин: Aj-6, Aj-10, Aj-12, Aj-15 и Aj-19, расположенных в различных структурных позициях месторождения Аджил. Комплекс каротажных исследований включал гамма-каротаж (ГК), нейтронный каротаж (НКТ), гамма-гамма-каротаж плотностной (ГГКп), акустический каротаж (АК), кривую потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), микрозонд (MSFL), боковое зондирование (LLS/LLD), кавернометрию и спектрометрический гамма-каротаж (NGS). Обработка и интерпретация данных проводились с использованием программных комплексов Techlog 15 (интерпретация каротажных данных), Petrel 17/18 (геологическое моделирование) и Grapher 16 (построение кросс-плотов).

Рисунок 2. Кросс-плот нейтрон-плотность (N-D) для идентификации литологии формаций Джерибе и Дхибан в скважине Aj-10

Определение литологического состава проводилось методами N-D кросс-плота (рис. 2) (нейтронный каротаж — плотностной каротаж) и M-N кросс-плота (рис. 3) (с использованием нейтронного, плотностного и акустического каротажа). Для расчёта объёмной глинистости (Vsh) применялось уравнение Ларионова (1969) для неконсолидированных третичных отложений, учитывающее особенности глинистых минералов данного региона. Пористость определялась комплексным использованием плотностного, нейтронного и акустического каротажа с внесением глинистой поправки по формулам Девана и Dresser Atlas.

Рисунок 3. Кросс-плот M-N для идентификации литологии и вторичной пористости формаций в скважине Aj-19

Проницаемость рассчитывалась методом Коутса и с использованием множественной линейной регрессии на основе зависимостей между пористостью, глинистостью и проницаемостью. Водонасыщенность определялась по уравнению Арчи с использованием коэффициента цементации (m), определённого по пикетт-плоту. Значения сопротивления пластовой воды (Rw) устанавливались по данным ПС и по опубликованным материалам для данного района. Все расчёты выполнялись с учётом региональных петрофизических зависимостей, адаптированных к условиям третичных карбонатных коллекторов Северного Ирака.

Литологическая характеристика коллекторов

Доминирующими литотипами в разрезе третичных отложений месторождения Аджил являются доломиты, доломитизированные известняки, известняки, ангидрит и ангидритовые конкреции. По данным N-D и M-N кросс-плотов установлено, что породы-коллекторы представлены преимущественно мелкозернистыми и среднезернистыми доломитами с различной степенью перекристаллизации, а также органогенно-обломочными известняками-ракушечниками. Ангидрит выполняет роль флюидоупора и приурочен преимущественно к кровельной части формации Дхибан и прослоям в формации Евфрат.

Рисунок 4. Диаграмма распределения глинистого материала (нейтронно-плотностной метод) для скважины Aj-10

В изучаемом разрезе идентифицированы три типа распределения глинистого материала: дисперсный, ламинарный и структурный (рис. 4). В отложениях формаций Джерибе и Евфрат установлены все три типа распределения, тогда как в формации Дхибан преобладают дисперсный и структурный типы. Общая глинистость разреза невысока и в большинстве интервалов не превышает 10% (чистая зона), за исключением средне-верхней части формации Джерибе, где содержание глинистого материала достигает 35% и более. Наличие трёх типов глинистости указывает на смену условий осадконакопления и разнообразие постседиментационных процессов.

По данным спектрометрического гамма-каротажа (NGS) определён минеральный состав глинистой фракции. В формации Джерибе преобладают иллит, хлорит и монтмориллонит; в Дхибане — хлорит, монтмориллонит и каолинит; в Евфрате — иллит и хлорит. Отношение тория к урану (Th/U) во всех формациях указывает на восстановительную обстановку осадконакопления, что свидетельствует о благоприятных условиях для сохранения органического вещества и формирования углеводородных скоплений. Выявлена трансгрессивно-регрессивная последовательность: регрессия от подошвы формации Евфрат до кровли Дхибана, затем трансгрессия с максимумом в средней части Джерибе.

Пористость и проницаемость

Пористость определялась с использованием уравнения Уайли (Wyllie time-average) по данным акустического каротажа, а также по плотностному и нейтронному каротажу с глинистой поправкой по формулам Девана и Dresser Atlas. Средняя эффективная пористость по формациям составляет: Джерибе — около 14%, Дхибан — около 11%, Евфрат — около 27%. Вклад вторичной пористости, связанной с процессами доломитизации, растворения и трещинообразования, в общую пористость невелик и в среднем не превышает 3%. Наибольшие значения пористости характерны для средней и нижней частей формации Евфрат, где развиты интенсивно доломитизированные и перекристаллизованные разности пород.

Проницаемость изменяется в широком диапазоне: Джерибе — от 0,1 до 100 мД, Дхибан — от 0,01 до 10 мД, Евфрат — от 1,0 до 800 мД (максимальные значения зафиксированы в скважине Aj-15). Различия в проницаемости обусловлены влиянием диагенетических процессов: доломитизация приводит к увеличению размера поровых каналов и возрастанию проницаемости (конструктивный фактор), тогда как цементация и ангидритизация приводят к снижению ФЕС (деструктивный фактор). Процессы растворения и рекристаллизации способствуют формированию дополнительной вторичной пористости, а трещиноватость обеспечивает гидродинамическую связь между отдельными блоками коллектора.

В разрезе идентифицированы следующие типы пустотности: межзерновая, внутризерновая, межкристаллическая, молярная (внутриформенная), каверновая и трещинная пористость. Комплексное сочетание этих типов пористости определяет фильтрационные характеристики коллектора. Верхняя и средняя части формации Джерибе характеризуются более высокой проницаемостью по сравнению с нижней; в Дхибане нижняя часть имеет лучшие коллекторские свойства; в Евфрате наибольшей проницаемостью обладает средне-нижняя часть разреза. Доломитизация является ключевым фактором, определяющим высокую проницаемость карбонатных пород месторождения Аджил.

Таблица 1. Средние петрофизические свойства резервуарных единиц по скважинам

Выделение резервуарных единиц

Рисунок 5 Каротажные диаграммы с выделенными резервуарными единицами формаций Джерибе, Дхибан и Евфрат в скважине Aj-6

На основе анализа вариаций объёмной глинистости, пористости и проницаемости в разрезе третичных отложений месторождения Аджил выделены девять резервуарных единиц. В формации Джерибе установлены три резервуарные единицы: RU-J1 (верхняя), RU-J2 (средняя) и RU-J3 (нижняя). Резервуарные единицы RU-J1 и RU-J2 характеризуются наилучшими коллекторскими свойствами среди всех единиц формации: более высокая пористость (16–20%) и проницаемость (до 52 мД), а также низкая глинистость (5–12%). Резервуарная единица RU-J3 имеет худшие ФЕС, что обусловлено повышенной глинистостью и меньшей степенью доломитизации (рис. 5).

Рисунок 6. Каротажные диаграммы с выделенными резервуарными единицами в скважине Aj-19

В формации Дхибан выделены две резервуарные единицы: RU-D1 (верхняя) и RU-D2 (нижняя). Резервуарная единица RU-D2 характеризуется лучшими коллекторскими свойствами по сравнению с RU-D1: более высокая пористость (12–13% против 9–10%) и проницаемость (до 9 мД против 5 мД). Тем не менее, общая продуктивность формации Дхибан невысока из-за высокой ангидритизации и гипсизации порового пространства (рис. 6).

В формации Евфрат также выделены три резервуарные единицы: RU-E1 (верхняя), RU-E2 (средняя) и RU-E3 (нижняя). Резервуарная единица RU-E3, особенно в скважине Aj-15, демонстрирует наивысшую проницаемость (~448 мД) среди всех выделенных единиц, что связано с интенсивной доломитизацией и трещиноватостью нижней части разреза. Резервуарные единицы RU-E1 и RU-E2 имеют приблизительно одинаковые хорошие коллекторские свойства с пористостью 25–29% и проницаемостью от 120 до 310 мД. Результаты распределения петрофизических параметров по резервуарным единицам и скважинам представлены в таблице1.

Таблица 2. Сводная характеристика свойств формаций третичного комплекса

Оценка водонасыщенности и продуктивных интервалов

Водонасыщенность (Sw) определялась по уравнению Арчи: Sw = (F·Rw/Rt)^(1/n), где F — коэффициент формации, Rw — сопротивление пластовой воды, Rt — истинное сопротивление пласта, n — показатель насыщения. Сопротивление пластовой воды Rw определялось по кривым ПС и по опубликованным данным для региона. Коэффициент цементации (m) устанавливался по пикетт-плотам (рис. 7) и варьирует от 1,22 до 1,92, что значительно ниже стандартного значения 2,0 для карбонатных пород, что свидетельствует о наличии системы трещин, снижающей коэффициент цементации. Подтверждением этого являются данные кавернометрии и акустического каротажа, фиксирующие зоны с повышенной трещиноватостью.

Установлена общая закономерность увеличения водонасыщенности от кровли формации Джерибе к подошве формации Евфрат. Наибольшие объёмы подвижных углеводородов приурочены к формации Джерибе, в частности к резервуарным единицам RU-J1 и RU-J2, особенно в скважине Aj-19. Газонефтяной контакт (ГНК) установлен на абсолютной отметке -873 м, водонефтяной контакт (ВНК) — на отметке -967 м в южном куполе структуры. Расположение контактов подтверждается данными испытания скважин и материалами ГИС.

Наиболее продуктивными интервалами являются: в формации Джерибе — резервуарная единица RU-J2 (чистая продуктивная толщина составляет около 100% от общей толщины в скважине Aj-15); в Дхибане — RU-D2 (около 80%); в Евфрате — RU-E1 (99,9%), RU-E2 (99,3%) и RU-E3 (92%) по данным скважины Aj-15. С точки зрения гидродинамической характеристики в каждой из формаций выделены по две единицы гидравлического потока (hydraulic flow units), за исключением формации Евфрат в скважинах Aj-15 и Aj-19, где по результатам зонального индекса потока (FZI) выделена одна гидродинамическая единица, что свидетельствует о высокой степени однородности коллектора в данных интервалах.

Выводы

• Третичные коллекторы месторождения Аджил (формации Джерибе, Дхибан и Евфрат) представлены доломитами, доломитизированными известняками, известняками и ангидритами. Наибольшей мощностью и лучшими коллекторскими свойствами характеризуется формация Евфрат, наименьшей — формация Дхибан.
• Общая глинистость разреза невысока (в большинстве интервалов менее 10%). Наибольшее содержание глинистого материала характерно для средней части формации Джерибе, где оно достигает 35% и более.
• В разрезе идентифицированы три типа распределения глинистого материала: дисперсный, ламинарный и структурный. Наиболее широко распространён дисперсный тип, приуроченный преимущественно к формациям Джерибе и Дхибан.
• Средняя эффективная пористость составляет: Джерибе — около 14%, Дхибан — около 11%, Евфрат — около 27%. Вклад вторичной пористости не превышает 3% от общей пористости.
• Проницаемость варьирует в широких пределах: Джерибе — 0,1–100 мД, Дхибан — 0,01–10 мД, Евфрат — 1,0–800 мД. Максимальные значения проницаемости (до 800 мД) зафиксированы в формации Евфрат (скважина Aj-15).
• На основе вариаций петрофизических параметров выделены девять резервуарных единиц: три в Джерибе (RU-J1, RU-J2, RU-J3), две в Дхибане (RU-D1, RU-D2) и три в Евфрат (RU-E1, RU-E2, RU-E3). Наилучшим коллекторским потенциалом характеризуются RU-J1 и RU-J2.
• Диагенетические процессы (доломитизация, цементация, растворение, рекристаллизация) оказывают существенное влияние на формирование ФЕС. Доломитизация является конструктивным фактором, а цементация — деструктивным.
• Водонасыщенность увеличивается от формации Джерибе к формации Евфрат. Наибольшие объёмы подвижных углеводородов приурочены к формации Джерибе. Газонефтяной контакт установлен на отметке -873 м, водонефтяной контакт — на отметке -967 м.
• Наиболее продуктивными интервалами являются RU-E1 и RU-E2 формации Евфрат, а также RU-J1 и RU-J2 формации Джерибе. В скважине Aj-15 формация Евфрат характеризуется максимальной чистой продуктивной толщиной и наивысшими значениями проницаемости.

Литература

1. Aqrawi A.A.M., Horbury A.D., Goff J.C., Sadooni F.N. The Petroleum Geology of Iraq. Scientific Press Ltd, 2010. 424 p.

2. Asquith G.B. Handbook of Log Evaluation Techniques for Carbonate Reservoirs. AAPG, 1985.

3. Al-Sulaiman F.A., Ahmed A.A. Evaluation of Tertiary Reservoir in Hamrin Oil Field, North Iraq // Iraqi Journal of Oil and Gas Research. 2021. P. 3-9.

4. Archie G.E. The Electrical Resistivity Log as an Aid in Determining Some Reservoir Characteristics // Trans. AIME. 1942. V. 146. P. 54-62.

5. Baban D.H., Abdulla A.S., Omar H.M. Applications of Quick Look Methods for Evaluating the Middle Miocene Jeribe Formation // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2018. V. 8. P. 733-741.

6. Baban D., Hussein H.S. Characterization of the Tertiary Reservoir in Khabbaz Oil Field // Arabian Journal of Geosciences. 2016. V. 9. P. 1-19.

7. Bellen R.C. Van, Dunnington H.V., Wetzel R., Morton D. Lexique Stratigraphique International. Asie, Iraq, 1959. Vol. 3c. 333 p.

8. Choquette P.W., Pray L.C. Geologic Nomenclature and Classification of Porosity in Sedimentary Carbonates // AAPG Bulletin. 1970. V. 54(2). P. 207-250.

9. Deabl R.A., Ramadhan A.A., Al-Dabaj A.A. Evaluation of Petrophysical Properties Interpretations from Log Interpretation for Tertiary Reservoir/Ajeel Field // Iraqi Journal of Oil and Gas Research. 2021. V. 1(1). P. 28-44.

10. Dewan J.T. Essentials of Modern Open-Hole Log Interpretation. PennWell Publishing, 1983.

11. Ehrenberg S.N. The Etiology of Carbonate Porosity // AAPG Bulletin. 2022. V. 106(12). P. 2351-2386.

12. Gharib A.F., Ozkan A.M. Reservoir Evaluation of the Tertiary Succession in Selected Wells at Ajeel Oilfield // Arabian Journal of Geosciences. 2022. V. 15(12). 1147.

13. Hamada G.M. Hydrocarbon Moveability Factor (HCM) – New Approach to Identify Hydrocarbon Moveability // 66th EAGE Conference & Exhibition. 2004.

14. Jassim S.Z., Goff J.C. Geology of Iraq. Dolin, Prague, 2006. 341 p.

15. Larionov V.V. Borehole Radiometry. Nedra, Moscow, 1969. 237 p.

16. Lucia F.J. Carbonate Reservoir Characterization: An Integrated Approach. 2nd ed. Springer, 2007. 336 p.

17. Lonoy A. Making Sense of Carbonate Pore Systems // AAPG Bulletin. 2006. V. 90(9). P. 1381-1405.

18. Mahammed M.H., Nasser M.E. Facies Analysis and Geological Modeling of Euphrates Formation in Ajeel Oil Field // Iraqi Journal of Science. 2018. P. 2065-2079.

19. Moore C.H. Carbonate Reservoirs: Porosity Evolution and Diagenesis in a Sequence-Stratigraphic Framework. Developments in Sedimentology. 2001. V. 55. 444 p.

20. Schlumberger. Log Interpretation Charts. Houston, Texas, 2009.

21. Tiab D., Donaldson E.C. Petrophysics: Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties. 2nd Ed. Gulf Publishing Co., 2004.