Новий робочий процес для петрофізичної оцінки візейських нетрадиційних збагачених на органіку колекторів Дніпровсько-Донецької западини
DOI:
https://doi.org/10.24028/gj.v46i4.304092Ключові слова:
нафтогазоматеринські породи, колектори нетрадиційного типу, загальний вміст органічної речовини, рудівські верстви, карбонати, візейські відклади, мінералогічний склад, дифрактометрАнотація
Нарощення ресурсної бази та видобутку вуглеводнів залишається одним з основних завдань перед інженерами та вітчизняними науковцями, а особливо це актуально в умовах повномасштабної війни в Україні. Враховуючи високу виснаженість діючих родовищ (близько 75%) та достатньо добру вивченість Дніпрово-Донецької западини пошуково-розвідувальним бурінням, одними з небагатьох можливих напрямків реалізації зазначених вище завдань є надглибоке буріння (>6 км) та вилучення вуглеводнів з низькопроникних колекторів нетрадиційного типу. Результати лабораторних досліджень та інтерпретації даних ГДС нетрадиційних колекторів візейських відкладів (В-23 та В-24-25) вказують на високу перспективність даних інтервалів, особливо враховуюче те, що вони залягають у межах як північно-західної, так і південно-східної частин ДДЗ, маючи загальну площу перспективних ділянок близько 8000 км2 . Проте надглибоке буріння та видобуток вуглеводнів з нетрадиційних колекторів потребує застосування сучасних технологічних підходів та рішень. Для того, щоб обрати оптимальне місце («sweet spot»), запроектувати оптимальну програму буріння, геологічного вивчення та закінчення даних свердловин необхідно побудувати максимально точну геологічну модель даного колектора. У цій роботі було побудовано петрофізичну модель колекторів нетрадиційного типу з високим вмістом органіки (ТОС) на основі даних ГДС свердловин старого фонду з типовим комплексом ГДС, яка була відкалібрована на даних сучасних геофізичних комплексів (СГК, нейтронна-гамма спектроскопія, ЯМК, літощільність тощо) та спеціальних досліджень керну (XRD, LECO TOC тощо). За допомогою використання методу мультилінійних регресій у програмному комплексі ГДС «Techlog» авторами виведено та запропоновано рівняння для розрахунку загальної пористості, ТОС і мінералогічного складу цільових формацій. Результати використаного нами підходу показали добрі кореляційні зв’язки як для нетрадиційних колекторів північно-західної частини ДДЗ (Глинсько-Солохівський газонафтоносний район), так і для прибортової південно-східної частини. Також було досліджено магнітну сприйнятливість цільових колекторів та визначено її зв’язок з іншими фізичними параметрами порід, зокрема виявлено пряму залежність з їх пористістю.
Посилання
Craddock, P.R., Lewis, R.E., Miles, J., & Pomerantz, A.E. (2019). Thermal Maturity-Adjusted Log Interpretation (Tmali) in Organic Shales. SPWLA 60th Annual Logging Symposium, June 15―19, 2019, Woodlands, TX, USA. https://doi.org/10.30632/PJV60N5-2019a1.
Gonzalez, J., Lewis, R., Hemingway, J., Grau, J., Rylander, E., & Schmitt, R. (2013). Determination of Formation Organic Carbon content using a New Neutron Induced Gamma Ray Spectroscopy Service that directly measures carbon. SPWLA 54th Annual Logging Symposum, August 12―14, 2013, Denver, Colorado, USA. https://doi.org/10.1190/urtec2013-112.
Hood, A., Gutjahr, C.C.M., & Heacock, R.L. (1975). Organic Metamorphism and the Generation of Petroleum. The American Association of Petroleum Geologists AAPG Bulletin, 59(6), 986―996.
Iuras, S., Ahmad, S., Cavalleri, C., & Akashev, Y. (2021). Logging Optimization and Data Analysis Enabling Bypass Pay Identification and Hydrocarbon Quantification with Advanced Pulsed Neutron Behind Casing. SPE Eastern Europe Subsurface Conference, SPE-208512, Kyiv. https://doi.org/10.2118/208512-MS.
Iuras, S., Orlyuk, M., Karpyn, V., Levoniuk, S., & Karalash, A. (2023a). The total organic carbon estimation of Visean organic rich formation with limited logging dataset. 17th International Conference Monitoring of Geo-logical Processes and Ecological Condition of the Environment, November 7―10, 2023, Kyiv, Ukraine. https://doi.org/10.3997/2214-4609.2023520195.
Iuras, S., Orlyuk, M., Levoniuk, S., Drukarenko, V., & Kruhlov, B. (2023b). Unconventional shale gas potential of Lower Visean organic rich formations in Glynsko-Solohivkyi petroleum region. Geodynamics, 1(34), 80―96. https://doi.org/10.23939/jgd2023.01.080.
Iuras, S., Orlyuk, M., Levoniuk, S., & Karpyn, V. (2024). Unconventional reservoir evaluation of Visean organic rich formation with limited logging dataset in Dnipro-Donets Basin, Eastern Ukraine. Geoconvention conference, June, 2024. Calgary, Canada.
Karpenko, O., Ohar, V., & Karpenko, I. (2020). To¬tal Organic Carbon and Gamma Radioacti¬vi¬tiy Distributon of Rudov Beds Formation whith¬in Are Adjusted to Yablunivske O&G Field (Dnieper-Donets Basin). Geoinformat-ics: Theoretical and Applied Aspects 2020, May 2020 (pp. 1―5). https://doi.org/10.3997/2214-4609.2020geo026.
Kruhlov, B., Levoniuk, S., Iuras, S., & Karpenko, I. (2023). A Review of Ukrainian Visean Shales «Rudov Beds» for Shale Gas Exploration and Comparison to North American Shale Plays. 17th International Conference Moni-toring of Geological Processes and Ecological Condition of the Environment, November 7―10, 2023, Kyiv, Ukraine. European Association of Geoscientists & Engineers. https://doi.org/10. 3997/2214-4609.2023520146.
Levoniuk, S., Csizmeg, J., Orynchak, S., Ostafiichuk, A., Verhunenko, O., Karpyn, V., Vertiukh, A., Khrapach, T., Iuras, S., Kruhlov, B., & Sralla, B. (2024). Visean Unconventional Plays at Dnieper-Donets Basin, Ukraine: Ge-ological Settings and Exploration Challenges. Europe regional conference «Energy Transition: Is the European Approach Different?». AAPG, May, 2024. Krakow, Poland.
Levoniuk, S., Iuras, S., Csizmeg, J., & Vertiukh, A. (2023). Geological Settings and Depositional Model of Visean Unconventional Plays Within Dnipro-Donets Basin (Poster). ICE AAPG, November, 2023. Madrid, Spain.
Lukin, O., Gafych, I., Goncharov, G., Makogon, V., & Prygarina, T. (2020). Hydrocarbon potential in entrails of the earth of Ukraine and main trend of its development. Mineral resources of Ukraine, (4), 28―38. https://doi.org/10.31996/mru.2020.4.28-38 (in Ukrainian).
Misch, D., Gross, D., Mahlstedt, N., Makogon, V., & Sachsenhofer, R.F. (2016). Shale gas/shale oil potential of Upper Visean Black Shales in the Dniepr-Donets Basin (Ukraine). Marine and Petroleum Geology, 75, 203―219. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2016.04.017.
Orlyuk, M.I., Drukarenko, V.V., Onyshchuk, I.I., & Solodkyi, I.V. (2018). The association of physical properties of deep reservoirs with geomagnetic field and fault-block tectonics in the Glyns’ko-Solokhivs’kiy oil-and-gas re-gion. Geodynamics, (2), 71―88. https://doi.org/ 10.23939/jgd2018.02.071.
Pashkevich, I.К., Orlyuk, M.I., & Lebed, Т.V. (2014). Magnetic heterogeneity, fault tectonics of the consolidated crust and oil and gas content of the Dnieper-Donets aulacogene. Geofizicheskiy Zhurnal, 36(1), 64―80. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v36i1.2014.116150 (in Russian).
Passey, Q., Creaney, S., Kulla, J., Moretti, F., Stroud, J., (1990), A Practical model for Organic Richness from Porosity and Resistivity Logs. AAPG Bulletin V. 74. No12. P. 1777—1794.
Passey, Q. (2019). A Source Rock Evaluation from Well Logs ― Four Decades of Technical Tipping Points. AAPG Hedberg Conference, The Evolution of Petroleum Systems Analysis, Hous¬ton, Texas, March 4―6, 2019. https://doi.org/ 10.1306/60056.
Peters, K.E., & Cassa, M.R. (1994). Applied Source Rock Geochemistry. In L.B. Magoon, W.G. Dow (Eds.), The Petroleum System — From Source to Trap (pp. 93—120). AAPG Memoir 80.
Starostenko, V.I., & Rusakov, O.M. (Eds.). (2015). Tectonics and hydrocarbon potential of crystalline basement of the Dnieper-Donets depression. Кiev: Galaktika, 252 p. (in Russian).
Vyzhva, S., Onyshchuk, V., Onyshchuk, I., Orlyuk, М., Drukarenko, V., Reva, M., & Shabatura, O. (2019). Petro-physical parameters of rocks of the Visean stage (Lokhvytsky zone of the Dnieper-Donets Depression). Geofizi-cheskiy Zhurnal, 41(4), 145―160. https://doi.org/ 10.24028/gzh.0203-3100.v41i4.2019.177380 (in Ukrainian).
Zargari, S., & Prasad, M. (2013). Incorporating Effect of Maturity and Organic Richness in Petrophysical Analysis of Shales. SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference, Denver, Colorado, USA, August 2013. https://doi.org/10.1190/urtec2013-040.
##submission.downloads##
Опубліковано
Як цитувати
Номер
Розділ
Ліцензія
Авторське право (c) 2024 Sviatoslav Iuras, Mykhailo Orlyuk, Viktoriia Drukarenko, Serhii levoniuk, Vasyl Karpyn
Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution-NonCommercial-ShareAlike 4.0 International License.
1. Автори зберігають за собою авторські права на роботу і передають журналу право першої публікації разом з роботою, одночасно ліцензуючи її на умовах Creative Commons Attribution License, яка дозволяє іншим поширювати дану роботу з обов'язковим зазначенням авторства даної роботи і посиланням на оригінальну публікацію в цьому журналі .
2. Автори зберігають право укладати окремі, додаткові контрактні угоди на не ексклюзивне поширення версії роботи, опублікованої цим журналом (наприклад, розмістити її в університетському сховищі або опублікувати її в книзі), з посиланням на оригінальну публікацію в цьому журналі.
3. Авторам дозволяється розміщувати їх роботу в мережі Інтернет (наприклад, в університетському сховище або на їх персональному веб-сайті) до і під час процесу розгляду її даними журналом, так як це може привести до продуктивної обговоренню, а також до більшої кількості посилань на дану опубліковану роботу (Дивись The Effect of Open Access).
