Идентификация по каротажу и прогноз диagenetic фacies в первом члене формации Дайнан, южная впадина Гаою, бассейн Субэй, Китай

Почему изменения в породе важны для нашего энергетического будущего

Глубоко под восточным Китаем древние речные дельты оставили толстые пласты песка и ила, которые сейчас содержат большую часть запасов нефти региона. Но эти породы в течение десятков миллионов лет подвергались сжатию, цементации и частичному растворению, превращая когда‑то рыхлый песок в плотную «камень», через который жидкости плохо текут. В этом исследовании изучается, как эти скрытые изменения в породах — известные как диагенез — определяют, где нефть всё ещё может перемещаться, и показано, как современные скважинные измерения могут картировать наиболее продуктивные зоны без необходимости сплошной керновой съёмки каждой скважины.

От озёрно‑дельтовых песков к плотному камню

Работа сосредоточена на ключевом нефтеносном интервале формации Дайнан во впадине Гаою бассейна Субэй, одном из наиболее продуктивных нефтяных районов региона. В эпоху эоцена реки приносили песок в озеро, формируя веерообразные дельты, разветвлявшиеся по дну бассейна. Со временем эти песчаные пласты были погребены на глубины 2,5—3,5 км и превратились в песчаник. Исследователи собрали 45 образцов из 25 скважин по всей впадине, а также дополнительные данные визуализации и лабораторные наборы данных, чтобы построить детальную картину современного строения этих пород и их ёмкости для флюидов.

Как выглядят поры вблизи

Под микроскопом большая часть коллектора представляет собой смесь кварца, полевых шпатов и обломков пород — зерен, которые когда‑то соприкасались в отдельных точках, но теперь сжаты вместе. Поровое пространство принимает несколько форм: первоначальные межзерновые пустоты, пережившие погребение; новые поры, выеденные в полевых шпатах и других неустойчивых фрагментах химически активными растворами; микротрещины и очень мелкие микропоры. ЯМР‑и и тесты с введением ртути показывают, что поры обычно имеют микрометровый размер и соединяются ещё более узкими «горлышками», что объясняет низкие значения пористости и проницаемости во многих интервалах. Там, где растворение создало дополнительные объёмы в зёрнах и связи между порами остались относительно открытыми, породы всё ещё могут служить достойными коллекторами; где доминировали уплотнение и цементация, поток резко ограничен.

Четыре типа качества породы

Объединив данные по минералогии, изображению пор и измерениям потока, команда выделила четыре диагенетические «фации», или типы пород, сформировавшиеся при разных процессах. Наиболее благоприятная фация демонстрирует лишь слабое уплотнение и умеренный рост глин, но сильное растворение полевых шпатов, что приводит к сравнительно большим, хорошо связанным порам и лучшим пористости и проницаемости. Второй тип подвергся интенсивному уплотнению, но частично восстановлен последующим растворением, в результате чего образуются вторичные поры внутри плотно упакованного каркаса и наблюдается умеренная проницаемость. Третий тип сильно заполнен карбонатами, такими как кальцит, а четвертый забит глинистыми минералами, например иллитом; оба этих типа имеют крайне плохую связность и по существу непроизводительны.

Чтение истории породы по каротажу

Поскольку прямые керновые образцы редки и дороги, исследователи выясняли, могут ли простые электрические и акустические измерения, выполняемые в каждой скважине, заменить лабораторный анализ. Они обнаружили, что каждая фация даёт характерную комбинацию гамма‑гаммы (показатель содержания глин), акустического времени хода (чувствительного к поровому объёму и жёсткости) и нейтронного отклика (влияние связанной воды в глинах). Например, лучшая фация обычно показывает более низкие значения гамма‑лучей, но более высокие акустические и нейтронные показатели, тогда как глинистые, слабо проницаемые породы демонстрируют равномерно высокие значения по всем трём кривым. На основе этих паттернов команда построила кросс‑плоты и шаблоны, позволяющие геологам непрерывно присваивать диагенетические фации вдоль скважины, а затем привязывать эти результаты к 3D‑сейсмике для картирования фаций по всему месторождению.

Преобразование типов пород в более точные прогнозы

После того как каждый интервал был промаркирован по диагенетической фации, авторы разработали отдельные математические зависимости между акустическими каротажами и пористостью для каждой фации. Эти адаптированные модели гораздо лучше согласуются с измерениями керна, чем единая универсальная формула, особенно в зонах, где растворение создало дополнительное пространство. При применении по всей впадине Гаою рабочий процесс показывает, что наиболее перспективные, обогащённые растворением фации сконцентрированы в основном в восточных и южных передовых частях вееро‑дельт, тогда как центральные и западные сектора доминируют цементированные, низкокачественные породы. Проще говоря, исследование даёт методику превращения рутинных каротажных и сейсмических данных в детализированные карты «сладких точек», помогая операторам нацеливаться на те ограниченные участки плотного коллектора, где поры ещё достаточно связаны для эффективной добычи нефти.

Цитирование: Li, Y., Liang, B., Xia, L. et al. Logging identification and prediction of diagenetic facies in the first member of Dainan formation, Southern Gaoyou Sag, Subei Basin, China. Sci Rep 16, 4898 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-35613-3

Ключевые слова: плотный песчаник, диагенетические фации, интерпретация каротажных данных, поровая структура, впадина Гаою