Анализ зависимости пористости нижнемеловых коллекторов Терско-Сунженской нефтегазоносной области от петрофизических параметров
Authors: Эзирбаев Т.Б. , Гацаева С.С. , Абдулшахидова Х.А. 
Published: June 2024

Актуальность работы. На глубокозалегающие терригенные коллектора приходится более 50% залежей нефти и газа. Однако данные коллектора характеризуются высокой глинистостью, низкой пористостью и высокой неоднородностью. Тем не менее, нижнемеловые альб-аптские коллектора изучаемого района на сегодняшний день являются наиболее перспективными, но требуют более углубленного изучения. Характер распределения глинистых частиц в породах-коллекторах для интерпретатора представляет собой одну из ключевых проблем, ввиду их довольно неоднозначного влияния на качество коллектора. Поэтому содержание в пласте глинистых, алевролитистых частиц усложняет определение и оценку петрофизических параметров продуктивных толщ. Соответственно, анализ типа, содержания и режима распределения глинистости в пласте имеет важное значение для оценки нефтегазоносности пласта. В статье собраны результаты петрофизического анализа кернов из некоторых скважин вскрывших нижнемеловые терригенные отложения Терско-Сунженской нефтегазоносной области (ТСНО). Проведен обзор зависимости пористости пропитыванием от др. петрофизических параметров (глинистости, карбонатности, плотности, суммарной доли глинистого, карбонатного и терригенного веществ) по всей совокупности соответствующих параметров. Цель исследования. Получение зависимостей пористости насыщения от карбонатности, алевролитовой фракции и глинистости, для оценки влияния петрофизических параметров на коллекторские свойства терригенных отложений нижнего мела Терско-Сунженской нефтегазоносной зоны. Методика исследования. Для установления парных связей между пористостью с одной стороны, и суммарным параметром, учитывающим одновременно характеристики терригенной, карбонатной и глинистой частей породы с другой стороны, использовались результаты лабораторных анализов кернов терригенных меловых отложений, проведенных в разные годы. Результаты исследования. Полученные зависимости приведены в табличных и графических видах. Наиболее устойчивые из них могут быть применены для прогнозных расчетов. Установление подобных зависимостей рекомендуется во всех случаях массового отбора керна при бурении, как для прогноза, так и для распознания и проверки аномальных результатов петрографических параметров. Также полученные результаты могут быть использованы в дальнейшем при создании трехмерной модели нижнемеловой залежи ТСНО.
Relevance of the work. Deep terrigenous reservoirs account for more than 50% of oil and gas deposits. However, these reservoirs are characterized by high clay content, low porosity and high heterogeneity. Nevertheless, the Lower Cretaceous Alb-Aptian reservoirs in the studied area are currently the most promising, but require more in-depth study. The nature of clay particles distribution in reservoir rocks is one of the key problems for the interpreter due to their rather ambiguous influence on reservoir quality. Therefore, the content of clayey, siltstone particles in the reservoir complicates the determination and evaluation of petrophysical parameters of productive strata. Accordingly, analysis of the type, content and mode of clay content distribution in the reservoir is important to assess the oil and gas content of the reservoir. The article contains the results of petrophysical analysis of cores from some wells that penetrated the Lower Cretaceous terrigenous sediments of the Tersko-Sunzhenskaya oil and gas bearing area. Dependence of porosity by impregnation on other petrophysical parameters (clay content, carbonateness, density, total fraction of clay, carbonate and terrigenous substances) was reviewed for the whole set of the corresponding parameters. Purpose of the study. To obtain dependences of saturation porosity on carbonateness, siltstone fraction and clay content, in order to evaluate the influence of petrophysical parameters on the reservoir properties of terrigenous deposits of the Lower Cretaceous. Methodology of the study. The results of laboratory analyses of cores of terrigenous Cretaceous sediments collected during the years of the study were used to establish pairwise relationships between porosity on the one hand, and the total parameter, which simultaneously takes into account the characteristics of terrigenous, carbonate and clay parts of the rock on the other hand. Research results. The obtained dependences are given in tabular and graphical forms. The most stable of them can be applied for forecast calculations. Establishment of similar dependencies is recommended in all cases of mass core sampling during drilling, both for forecasting and for recognizing and checking anomalous results of petrographic parameters. Also, the results obtained can be used in the future in creating a three-dimensional model of the Lower Cretaceous deposit of the Tersko-Sunzhenskaya oil and gas bearing area.