Коллекторские свойства продуктивных объектов

Тенгизское месторождение нефти приурочено к глубокозалегающему подсолевому карбонатному комплексу пород, представленному преимущественно неглинистыми известняками с прослоями тонких рассеянных туфогенных аргиллитов и незначительными слоями доломитов.

Породы характеризуются сложной структурой порового пространства, что обусловлено первичными условиями осадконакопления, диагенетическими и эпигенетическими процессами. Большое влияние на формирование пористости оказали процессы выщелачивания, перекристаллизации и образования трещин. С другой стороны, заполнение пор битум, вторичным кальцитом, доломитом, окремление приводили к ухудшению ёмкостных свойств.

После создания СП «Тенгизшевройл» пробурено одиннадцать скважин, в которых был отобран керн со 100% выносом: №№Т?47, Т?220, Т?463, Т?5050, Т?5056, Т?5246, Т?5857, Т?6337, Т6846, Т7252.

Отобранный керн из новых скважин и выборочно из старого фонда скважин анализировался компанией «Core Laboratories» и «Reservoirs Inc.».

Башкирские отложения с отбором керна пройдены 8 скважинами, серпуховские 9 скважинами, окские 4 скважинами, нижневизейские 8 скважинами, турнейские 4 скважинами и девонские 7 скважинами.

Проходка по разрезу продуктивных отложений составила 3186,52 м, линейный вынос керна 3131,52 м или 98,3% от проходки, или 23,8% от общей толщины.

По результатам исследования керна из старого фонда скважин, с использованием базового кернового материала из новых скважин следует, что пористость пород изменяется от 0,1 до 24%. Проницаемость по керну изменяется от 0,001 мд до 800 мд.

Установлено, что пустотное пространство породколлекторов довольно сложное, и слагается из первичной межзерновой пористости, вторичных пор, каверн и трещин. На месторождении установлено три типа коллекторов:

• · поровый;
• · трещинокаверновопоровый, каверново поровый;
• · трещинный.

Поровые, каверновопоровые и трещиннокаверновопоровые коллектора развиты в пределах платформы, включая бортовые части, а также на отдельных участках склона.

Наибольшие средние величины пористости пород (до 12%) отмечены в башкирских и окских отложениях Й объекта в сводовой и присводовой платформенной частях массива. При этом пористость отдельных интервалов разреза достигает 25%. В окских отложениях, при сохранении тенденции распространения наибольших значений пористости в сводовой и присводовой частях платформы, обособлен участок (район скважины №Т109), где средняя пористость разреза составляет 13,5%. С глубиной, а также к краям платформы, и на большей части склона происходит уменьшение пористости пород, значения которой в коллекторах ЙЙ и ЙЙЙ объектов заметно снижены (до 31%).

Как правило, породы рифогенных и биогермных построек, окаймляющих платформенную часть (баундстоун), имеют низкую пористость (4% и ниже), но при этом обладают большой проницаемостью, благодаря значительной трещиноватости.

Поскольку выделенные типы коллекторов не имеют чёткой закономерности в распределении как по зонам, так и по разрезу залежи, средние значения пористости по объектам (подобъектам) не рассчитывались, определялось удельное значение пористости по скважинам.

Породы практически лишены терригенных и других примесей, содержание нерастворимого остатка в основном не превышает 56% и составляет в среднем около 5%. Нерастворимый остаток представлен преимущественно твёрдым битумом, что является своеобразной особенностью отложений. Детальным изучением шлифов установлено, что битумы встречаются как в межзерновом пространстве, так и по трещинам и стенкам каверн. Кроме битума в нерастворимом остатке встречается терригенный материал и нерастворённые зёрна карбонатного кальция в битумной оболочке.

По результатам гаммаспектрометрических измерений образчов керна и гаммаспектрометрических исследованиё в скважинах было установлено, что радиоактивность пород обусловлена, в основном, повышенным содержанием урана и не связана с включениями битума.

В ряде скважин в кровле нижневизейских отложений нижнего карбона залегает пласт вулканогенного туфа, который по геофизическим данным характеризуется повышенными показаниями гаммакаротажа, имеет пониженное сопротивление до 3,50 мм, обладает высокой нейтронной пористостью, низкой плотностью и высоким интервальным временем пробега продольной волны. Встречающиеся в разрезах скважин пропластки с аналогичной характеристикой отнесены к туфоаргиллитам и исключались из эффективной пористости как заведомые неколлектора.