Нефтегазоносность кластических коллекторов миоцен–плиоцена Северного бассейна Таранаки, Новая Зеландия: интеграция петрографических и геофизических исследований

В исследовании охарактеризованы песчаниковый коллектор раннего плиоцена (EP-SD) и песчаниковые коллекторы формации Mangaa позднего миоцена–раннего плиоцена, а также эффективность экранирования их покрышек на основе петрографических и петрофизических данных по этим песчаниковым интервалам в северной части бассейна Таранаки, Новая Зеландия. Перспективные коллекторы изучали с использованием импрегнированных шлифов, рентгеновского дифракционного анализа (XRD) и данных каротажа скважин, включая каротаж собственной поляризации, гамма-каротаж, акустический, плотностной, нейтронный каротаж, каротаж мелкого и глубокого сопротивления, а также каротаж фотоэлектрического фактора (PEF), для характеристики коллекторских интервалов. Данные по капиллярному давлению при ртутной порометрии (MICP) дополнительно использовали для оценки экранирующей способности отдельных потенциальных покрышек. Песчаниковые толщи EP-SD и Mangaa обычно представлены слабосцементированными очень мелкозернистыми песчаниками и алевролитами со средней пористостью 25%. Песчаники состоят из кварца (38,3–57,4%), значительного количества полевых шпатов (9,9–15,2% плагиоклаза и 2,7–6,3% калиевого полевого шпата) и до 31,8% слюды. В скважине Albacore-1, расположенной к северу от бассейна Таранаки, формация Mangaa включает три отдельных интервала EP-SD (EP-SD1, EP-SD2 и EP-SD3) и три интервала последовательности Mangaa (Mangaa-0, Mangaa-1 и Mangaa-2). Исследование шлифов показало, что образцы относятся к микрофациям граувакк, аренитов и алевролитов, содержащих большое количество обломков пород и полевых шпатов, а иногда и глауконитовые пеллеты. Согласно данным XRD, минеральный состав преимущественно представлен кварцем, слюдой/иллитом, полевыми шпатами и хлоритом. Петрофизический анализ выявил отсутствие продуктивных интервалов в зонах EP-SD, но показал наличие тонкого продуктивного интервала эффективной толщиной 5,79 м и нефтегазонасыщенностью около 25,6%. Эффективная пористость изменяется от 23,6 до 27,7%, а объем глинистого материала — от 12,3 до 16,9%. Несмотря на относительно низкое содержание глинистого материала, повышенные значения API (50–112 API; среднее значение 75 API) обусловлены относительно высоким содержанием калиевого полевого шпата и прослоями тонких алевролитов и илистых алевролитов.