CC BY
12
УДК 550.832
Дифференцированное определение фильтрационно-емкостных свойств неоднородных коллекторов вендских отложений Восточной Сибири по данным геофизических исследований скважин (на примере Чаяндинского и Ковыктинского месторождений)
И.В. Чурикова1*, ЕА Пылев1, Е.Е. Поляков1, Ю.М. Чуриков1, С.Ю. Ромащенко1, Ю.А. Духненко1, Н.А. Никульникова1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, зд. 15, стр. 1 * E-mail: I_Churikova@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Месторождения вендского возраста Восточной Сибири характеризуются значительной се-диментационной и эпигенетической неоднородностью, присутствующей как на микро-, так и на ме-зоуровне. В целях выявления и анализа названных неоднородностей для продуктивных горизонтов (ботуобинского, хамакинского, талахского) Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (ЧНГКМ) специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» для определения коэффициента пористости (Кп) коллекторов по данным геофизических исследований скважин (ГИС) впервые зависимости «керн -ГИС» дифференцированы по степени галитизации. Рассчитанные согласно дифференцированным зависимостям значения Кп показали достаточную сходимость с керновыми данными. Также впервые для продуктивных горизонтов ЧНГКМ с целью определения коэффициента проницаемости (Кпр) по данным ГИС зависимости «керн - керн» дифференцированы по литологии, степени галитизации и анизотропии. Рассчитанные соответственно значения Кпр с поправкой за пластовые условия и остаточную водонасыщенность показали достаточную сходимость с данными газодинамических исследований (ГДИ).
Анализ петрофизических данных для парфеновского горизонта Ковыктинского газоконденсат-ного месторождения (КГКМ) показал, что расчет Кп корректно осуществлять по его обобщенной зависимости «керн - керн» от интервального времени пробега упругой волны, при этом влияние степени галитизации по имеющимся данным не прослеживается. Для отложений парфеновского горизонта КГКМ отмечена дифференциация зависимостей «керн - керн» для определения проницаемости для участков месторождения, пластов и циклитов, а также отдельных литотипов. При учете работающих интервалов, согласно данным промыслово-геофизических исследований, достигается достаточная сходимость расчетных значений Кпр по ГИС, вычисленных по установленным алгоритмам, и данных ГДИ.
Вендские отложения являются регионально продуктивным комплексом Восточной Сибири, имеющим в своем составе ряд уникальных с точки зрения запасов газа месторождений. В терригенных отложениях венда Чаяндинского нефтегазоконденсатного (ЧНГКМ) и Ковыктинского газоконденсатного (КГКМ) месторождений, являющихся ресурсной базой для наполнения магистрального газопровода «Сила Сибири - 1», сосредоточены суммарно более 4 трлн м3 природного газа [1].
Древние отложения венда ЧНГКМ и КГКМ, сформированные 605.. .550 млн лет назад, характеризуются значительной седиментационной и эпигенетической неоднородностью, присутствующей как на микро-, так и на мезоуровне. Неоднородности седиментационного типа терригенных вендских отложений выражаются в неравномерном переслаивании в части разреза песчаников разной зернистости и тонкодисперсного глинистого материала, что связано с начально-трансгрессивным режимом осадконакопления. Основными процессами постседиментационного эпигенетического преобразования терригенных отложений венда являются регенерация кварцевых зерен, выщелачивание полевых шпатов, ангидритизация, гали-тизация и карбонатизация. Последовательность вторичных преобразований одинакова для всех продуктивных горизонтов: сначала проходила регенерация зерен,
Ключевые слова:
вендские
отложения,
Восточная Сибирь,
Чаяндинское
нефтегазо-
конденсатное
месторождение,
Ковыктинское
газоконденсатное
месторождение,
тектонические
нарушения,
коэффициент
пористости,
коэффициент
проницаемости,
неоднородность,
засолонение.
затем - карбонатизация, сульфатизация и засо-лонение [2].
На ЧНГКМ засолоненность отложений, по данным исследований керна (шлифы, определения содержания соли), более выражена, а на КГКМ отражается косвенно в низких значениях минералогической плотности и повышенных значениях содержания соли в керне преимущественно на Хандинском участке месторождения. Оценке влияния степени за-солонения на фильтрационно-емкостные свойства КГКМ до настоящего времени не уделялось достаточного внимания, в то время как на ЧНГКМ этот вопрос начали изучать на керне первых пробуренных скважин [3, 4]. Среднее содержание растворимых солей в породе, по данным водной вытяжки, на ЧНГКМ изменяется от 2,7 % (максимум 21,4 %) в талах-ском горизонте до 5,3 % в ботуобинском (максимум 30,7 %) и до 5,2 % (максимум 35 %) в ха-макинском.
Засолоненные образцы являются, как правило, низкопористыми: среднее значение коэффициента пористости (Кп) для ботуобинского горизонта составляет 4,5 %, для хамакинско-го горизонта - 5,0 %, для талахского горизонта - 7,7 %. При этом средние значения К неза-солоненных образцов (содержание соли < 5 %) составляют соответственно для ботуобинского горизонта 14,9 %, для хамакинского горизонта 9,9 %, для талахского горизонта 10,4 %.
Изучение количественного соотношения Кп и засолонения отложений по керну показало уменьшение засолоненности при увеличении К для пород ЧНГКМ, т.е. происходило за-солонение преимущественно низкопористых
пород. Аналогичные выводы ранее были сделаны для отложений Восточной Сибири Т.Ф. Дьяконовой и Т.Г. Исхаковой [5]. По результатам исследования состава солей в лаборатории ООО «Газпром ВНИИГАЗ» установлено, что для пород продуктивных горизонтов ЧНГКМ при К > 1,5 % свыше 90 % солей представлены галитом (№С1).
Влияние повышенного содержания галита на данные акустического (АК) и гамма-гамма плотностного (ГГК-П) каротажа обусловлено разным интервальным временем d/1 (или скоростью уп) пробега упругой волны по скелету породы и различными значениями объемной плотности (5п) для основных породообразующих минералов и соли: соответственно 220 мкс/м и 2,16 г/см3 для галита, 165 мкс/м и 2,65 г/см3 для кварца, 161 мкс/м и 2,62 г/см3 для полевых шпатов. Такое влияние определило необходимость дифференциации по степени засолонения пород зависимостей для расчета Кп по ГИС.
Для определения Кп в разведочных и эксплуатационных скважинах ЧНГКМ при подсчете запасов в 2015 г. и последующем сопровождении эксплуатационного бурения использовались зависимости «керн - ГИС» К = А0), где 0 = Уп5п - акустический импеданс горной породы [1]. В результате выполненных в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» методических работ зависимости К = _ДО) «керн - ГИС» впервые для ЧНГКМ дифференцированы по степени галитизации (табл. 1, рис. 1-3).
Для ботуобинского горизонта интерпретационная модель определения Кп по акустическому импедансу для негалитизированных
Таблица 1
Зависимости Кп = /(С) для коллекторов продуктивных горизонтов ЧНГКМ, дифференцированных по засолонению: N - число определений на керне; К2 - коэффициент детерминации (квадрат коэффициента корреляции К)
Коллектор Уравнение регрессии
Ботуобинский горизонт
Слабогалитизированный газонасыщенный Кп = 0,627 - 0,04660; N = 61, К2 = 0,86
Слабогалитизированный нефтеводонасыщенный Кп = 0,627 - 0,0450; N = 33, К2 = 0,73
Галитизированный Кп = -0,501 + 6,68/0; N = 12, К2 = 0,90
Хамакинский горизонт
Слабогалитизированный Кп = 4,6/0 - 0,315; N = 172, К2 = 0,74
Галитизированный Кп = -0,385 + 5,3/0; N = 25, К2 = 0,68
Талахский горизонт
Слабогалитизированный Кп = 4,87/0 - 0,348; N = 109, К2 = 0,65
Галитизированный Кп = -0,52+6,63/0; N = 15, К2 = 0,47
Песчаник:
• глинистый
о засолоненный о глинистый засолоненный
• карбонатизированный
• ангидритизированный о малозернистый
о среднезернистый
• крупнозернистый
О алевролит О алевролит глинистый О гравелит
О гравелит засолоненный Коллекторы:
— негалитизированные газонасыщенные (К„ = 0,627 - 0,04660; Я2 = 0,86; N=61)
— негалитизированные нефтеводонасыщенные (К„ = 0,627 - 0,0450; Я2 = 0,73; N=33)
— галитизированные
(К„ = 0,501 - 6,680; Я2 = 0,90; N= 12)
Рис. 1. Зависимости коэффициента пористости от акустического импеданса для: а - негалитизированных газонасыщенных (а, в), негалитизированных нефтеводонасыщенных (б, в) и галитизированных (в) коллекторов ботуобинского горизонта ЧНГКМ
коллекторов дифференцирована для газонасыщенных и нефтеводонасыщенных коллекторов и соответствует ранее установленным в 2015 г. зависимостям (см. рис. 1а,б). Для галитизиро-ванных разностей ботуобинского, хамакинско-го и талахского горизонтов при Кп < 0,12 д.ед. зависимости Кп от О представлены на рис. 1в, 2б, 3б. Для негалитизированных разностей хамакинского и талахского горизонтов зависимости К = ДО) также соответствуют установленным в 2015 г. и имеют единый вид для газонасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов, что обусловлено слабым влиянием
остаточной газонасыщенности в зоне проникновения на показания АК и ГГК-П (см. рис. 2а, 3а). При Кп > 0,12 д.ед. пористость определяется вне зависимости от степени галитиза-ции по взаимосвязи для негалитизированных разностей.
Оценка Кп по данным ГИС для отложений парфеновского горизонта КГКМ в настоящее время осуществляется по зависимостям «керн -керн» без дифференциации по засолоненности (рис. 4). Очевидно, что с учетом исследований близких по генезису отложений венда ЧНГКМ этот вопрос требует дальнейшего изучения.
Коллекторы:
— негалитизированные газонасыщенные (Кп = 4,6/О - 0,315; Я2 = 0,74; М= 172)
— галитизированные (К„ = 0,385 + 5,3/О; Я2 = 0,68; М= 25)
Рис. 2. Зависимость коэффициента пористости от акустического импеданса для негалитизированных (а, б) и галитизированных (б) пород хамакинского горизонта ЧНГКМ:
здесь и далее на рис. 3, 4, 8, 10 см. экспликацию к рис. 1
Коллекторы:
— негалитизированные газонасыщенные (Кп = 4,8/О - 0,348; Я2 = 0,65; N = 109)
— галитизированные (Кп = 0,52 + 6,63/О; Я2 = 0,50; N= 15)
Рис. 3. Зависимость коэффициента пористости от акустического импеданса для негалитизированных (а, б) и галитизированных пород (а) талахского горизонта ЧНГКМ
/
а, о о ° // п„* Ж о ° ж ° "¿/Г °
о о^яИ Р о 0
4 да °° о/Ж О о
140
180
220
Песчаник:
— подсчет запасов в2019г.
— (Кп = 0,025df -0,382)
расчет ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
(Кп = 0,00197& - 0,317; Я2 = 0,79; М= 494)
260 300 (!г, мкс/м
Рис. 4. Песчаники парфеновского горизонта КГКМ: обобщенная зависимость для определения Кп по АК по результатам исследования керна
в условиях, моделирующих пластовые
0
Для определения коэффициента проницаемости (Кпр) по данным ГИС для продуктивных отложений ЧНГКМ в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» впервые разработаны петрофи-зические зависимости, учитывающие гали-тизацию, структурные особенности породы, а также мезоанизотропию в виде тонких глинистых прослоев. Необходимость дифференциального подсчета Кпр по данным ГИС для более точного прогнозирования добычных способностей скважин выявлена в момент начала эксплуатационного бурения на ЧНГКМ [6, 7]. Дифференцированные по структурным неоднородностям зависимости Кпр от Кл, построенные в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по данным «керн - керн», представлены на рис. 5. Выделение литотипов пород, определяемых структурными особенностями, а также галитизированных пород осуществлялось на основе разработанных специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по данным «керн - ГИС» критериев.
Мезонеоднородность пород в виде тонких глинистых прослоев, не отражаемая показаниями стандартных методов ГИС и установленная по описаниям керна и данным микросканирования, существенно влияет на проницаемость литотипов, изменяя форму зависимостей Кпр = Ж) и Кпр = ЛКпзф), где Кпэф - коэффициент эффективной пористости. Критерии для
определения мезонеоднородности коллекторов по данным ГИС установлены специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» путем сопоставления данных высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования и индексов неоднородности по микросканерам и керну. В зависимости от степени анизотропии при оценке проницаемости для литотипов осуществлялась дополнительная дифференциация зависимостей Кпр = _/(Кп)
и Кпр = /(Кп,ф).
Градация зависимостей Кпр = /(Кп) по неоднородности основана на статистическом анализе определений Кпр для пропластков в разных диапазонах пористости. При этом с целью обеспечения сопоставимости анизотропии пропластка и результатов измерений Кпр образцов керна рассматривались пропластки толщиной более 1 м при наличии не менее трех определений Кпр. Пример обоснования градации зависимости Кпр = /(Кп) от неоднородности для мелкозернистых песчаников хамакинского горизонта приведен на рис. 6.
Разработанные зависимости Кпр = /(Кп), учитывающие структурные особенности, га-литизацию и неоднородность отложений продуктивных горизонтов ЧНГКМ, представлены в табл. 2. Зависимости коэффициента проницаемости от Кпэф, определяемой соотношением Кп.эф = Кп(1 - Кво), где Кво - коэффициент
« 10
^ 103 102 101 100 10-1
10-
0 0,04 0,08 0,12 0,16 0,20 0,24 0 0,04 0,08 0,12 0,16 0,20 0,24 0 0,04 0,08 0,12 0,16 0,20 0,24 К„ (по воде), д.ед. К„ (по воде), д.ед. К„ (по воде), д.ед.
а б в
Песчаники: — малозернистые песчаники, алевролиты, глинистые песчаники,
— засолоненные переслаивание песчаников и аргиллитов
— малозернистые — галитизированные породы
— среднезернистые — алевролиты
— крупнозернистые — алевролиты глинистые
— средне- и малозернистые — алевролиты и глинистые песчаники
— крупно- и среднезернистые — гравелиты
Рис. 5. Графическое представление зависимостей коэффициента абсолютной проницаемости от коэффициента пористости (по воде) для литотипов продуктивных горизонтов ЧНГКМ: а - ботуобинского; б - хамакинского; в - талахского
■ 104
и *
I I 103
СО Й
<и В
I 1102
§
и Л О
101
100
10-1
¡У0"
/о/
Коллектор: — однородный — средней однородности — неоднородный
0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 Среднестатистические значения Кп для диапазонов пористости, д.ед.
Рис. 6. Обоснование зависимостей Кпр = /(Кп) для мелкозернистых песчаников хамакинского горизонта ЧНГКМ различной однородности по результатам статистического анализа Кпр в диапазонах изменения Кп
остаточной водонасыщенности, для продуктивных отложений ЧНГКМ являются более тесными и выражаются для выделенных по керну ли-тотипов продуктивных горизонтов зависимостями, представленными на рис. 7 и в табл. 3.
С целью приближения расчетных значений Кпр к реальным процессам фильтрации газа при наличии в породе остаточной воды и влиянии эффективного давления (Р) проводился учет этих параметров путем расчета эффективной проницаемости (Кпрэф) по зависимостям от абсолютной проницаемости (рис. 8):
• ботуобинский горизонт:
Кпрлф(Р) = 0,585/Кпр1-04,
N = 16, К2 = 0,97; (1)
• хамакинский горизонт:
при Кпр > 4: Кпрэф(Р) = 0,386/Кпр1'106,
N = 199, К2 = 0,85; (2)
Таблица 2
Уравнения зависимостей Кпр = /(Кп) для коллекторов продуктивных горизонтов ЧНГКМ, дифференцированных по литологии, засолонению и неоднородности
Литологический Степень неоднородности Уравнение регрессии N К2
тип коллектора коллектора
Ботуобинский горизонт
Крупнозернистый песчаник Средней однородности К„р = 424250/Кп-3,061 25 0,68
Средне- и мелкозернистый песчаник Средней однородности К„р = 104835/Кп-313 983 0,38
Однородный К„р = 240000/Кп-2,0
Неоднородный Кпр = 30000/Кп-35
Алевролит и глинистый песчаник Средней однородности К„р = 22332/Кп-2,838 224 0,52
Однородный К„р = 75000/Кп-2,87
Неоднородный К„р = 13000/Кп-36
Засолоненный песчаник 1 кпр = 540 • 0,941к" 79 0,50
Хамакинский горизонт
Крупно- и среднезернистый песчаник Средней однородности К„р = 1602899/Кп-402 1746 0,52
Однородный К„р = 2300000/Кп-3,7
Неоднородный К„р = 200000/Кп-4,0
Мелкозернистый песчаник Средней однородности К„р = 1300000/К/7 597 0,34
Однородный К„р = 700000/Кп-35
Неоднородный Кпр = 19000/Кп-3'
Гравелит Средней однородности К„р = 8265767 /Кп-4,27 103 0,92
Однородный К„р = 8150000/Кп-39
Неоднородный К„р = 8000000/Кп-475
Глинистый песчаник и алевролит Средней однородности К„р = 20850/Кп-3,49 111 0,60
Однородный Кпр = 44000/Кп-3,2
Неоднородный К„р = 10500/Кп-36
Засолоненный песчаник Средней однородности 1 Кпр = 2347 • 0,828Кп 268 0,19
Талахский горизонт
Крупно-среднезернистый песчаник Средней однородности К„р = 21450897/Кп-6,55 1538 0,31
Однородный К„р = 27500000/Кп-5,4
Неоднородный К„р = 1200000/Кп-6,05
Алевролит, глинистый песчаник, мелкозернистый песчаник Средней однородности К„р = 3193270/Кп-6,3 669 0,19
Однородный К„р = 3593270/Кп-5,5
Неоднородный К„р = 400000/Кп-60
Гравелит Средней однородности К„р = 994952650/Кп-801 461 0,41
Однородный К„р = 600000000/Кп-64
Неоднородный К„р = 1100000000/Кп-90
Засолоненная порода Средней однородности 1 К„р = 15985 • 0,707к" 111
при Кпр < 4: Кпр,ф(Р) = 8,53 • 0,00179^,
N = 61, К2 = 0,19; (3)
при Кпр < 16: КпрЭф( Р) = 10
N = 58, К2 = 0,19.
2,918(К )-2,55
(5)
талахский горизонт:
при Кпр > 16: Кпрлф(Р) = ^0,348Кпр -34,6,
N = 68, К2 = 0,84; (4)
Достоверность разработанного авторами алгоритма определения Кпр по данным ГИС для ЧНГКМ подтверждается сравнительным анализом данных ГИС и газодинамических
а б в
Песчаники: — алевролиты, глинистые песчаники, переслаивание песчаников
— малозернистые и аргиллитов
— крупнозернистые — галитизированные породы
— средне- и малозернистые — алевролиты
— крупно- и среднезернистые — алевролиты глинистые
— гравелиты
Рис. 7. Зависимости коэффициента абсолютной проницаемости от коэффициента эффективной пористости (по данным капилляриметрии) для литотипов продуктивных горизонтов ЧНГКМ: а - ботуобинского; б - хамакинского; в - талахского
Таблица 3
Уравнения зависимостей Кпр = /(Кп эф) для коллекторов продуктивных горизонтов ЧНГКМ, дифференцированных по литологии, засолонению и неоднородности
Литологический тип коллектора Степень неоднородности коллектора Уравнение регрессии N Е2
Ботуобинский горизонт
Крупнозернистый песчаник Средней однородности г _ 66101 ^пр — ^-2,824 330 0,68
Средне- и мелкозернистый песчаник Средней однородности „ 66101 264 0,56
Однородный г 143000 ^пр — ^-2,828
Неоднородный к _17000 ^пр — ^-2,828
Алевролит и глинистый песчаник Средней однородности „ 11233 р _ V-1-11 30 0,59
Однородный г 19000 ^пр — ^-2,272
Неоднородный г 2700 Кпр _ ^-2,272
Засолоненный песчаник к - 4675 ^пр ^-64,9 Кп.эф 24 0,55
Продолжение табл. 3
Литологический тип коллектора Степень неоднородности коллектора Уравнение регрессии N К2
Хамакинский горизонт
Средней однородности Кпр 780914 -^-3,474 Кп.эф
Крупно- и среднезернистый песчаник Однородный Кпр 1700000 -^-3,474 Кп.эф 844 0,66
Неоднородный К, 200000 ^-3,474
Средней однородности Кпр 873903 ^-4,04 Кп.эф
Мелкозернистый песчаник Однородный Кпр 1350000 ^-3,8 Л-п.эф 480 0,56
Неоднородный К„Р 180000 ^-3,9 -1хп.эф
Средней однородности Кпр 3227118 -^-3,96 ^-цэф
Гравелит Однородный К„Р 3400000 ^-3,7 -1хп.эф 55 0,66
Неоднородный К, 1550000 ^-4,1 Л-п.эф
Средней однородности К„Р 29722 ^-2,91 Л-п.эф
Глинистый песчаник и алевролит Однородный Кпр 38000 ^-2,7 -1хп.эф 76 0,68
Неоднородный Кпр 5000 ^-2,8 1Чп.эф
Засолоненный песчаник Средней однородности Кпр 1 = 371- 0,929к"4 111 0,21
Талахский горизонт
Средней однородности Кпр 225056 „-3,64 -1хп.эф
Крупно-среднезернистый песчаник Однородный Кпр 480000 ^-3,3 Л-п.эф 897 0,39
Неоднородный Кпр 25000 ^-3,52 -"^п.зф
Средней однородности Кпр 21564 „-3,28 -"^п.зф
Алевролит, глинистый песчаник, мелкозернистый песчаник Однородный Кпр 9900 ^-2,4 -"^п.зф 394 0,19
Неоднородный Кпр 6000 ^-3,3 ^П.зф
Окончание табл. 3
Литологический тип коллектора Степень неоднородности коллектора Уравнение регрессии N Я2
Средней однородности г 1305382 Кп.эф
Гравелит Однородный г 1100000 347 0,59
Неоднородный г 208000
Засолоненная порода Средней однородности 1 Кпр = 552 • 0,904к"4 68 0,1
Рис. 8. Зависимость эффективной проницаемости при эффективном давлении от коэффициента абсолютной проницаемости при дифференциации данных по литологии: а - хамакинский горизонт; б - талахский горизонт
исследований (ГДИ) по разведочным скважинам, в которых выполнены качественные ГДИ и промыслово-геофизические исследования (ПГИ) (рис. 9). Отмечается достаточное совпадение параметра К^Н по ГИС и ГДИ (где Н -эффективная толщина коллекторов, из которых, согласно результатам ПГИ, наблюдается приток).
Для отложений парфеновского горизонта КГКМ анализ данных исследований керна показал различие обобщенных зависимостей Кр = _/(Кп) для различных участков месторождения (табл. 4). При этом в отдельных случаях увеличения тесноты зависимостей «керн -керн» удалось добиться при разделении данных для пластов П и П2, для выделенных циклитов П2-1 и П2-2, а также для установленных по керну литотипов. Поскольку разделение на цикли-ты требует детальной корреляции, а методика
а 104
Ь 103 йц
102
101
10°
Горизонт: О ботуобинский О хамакинский О талахскии 321-91 номер скважины 321-92 РЕ 321-Е у' ПО 2ф' О 321-91 /
321-77 О 91 21-91 •• О 321 ..•Ь 321-65 85
321- 91 О у' 5-О— 321-64* 32' О -77**
у * Кпр ближней зоны в 2 раза больше ** Выпадение газогидратов, параметры ГДИ рассчитаны оценочно
/ у
100 101 102 103 104 К„р Я(ГИС, Кпр среднеарифметический), мД м
Рис. 9. Разведочные скважины ЧНГКМ: сопоставление Кпр-# по результатам ГДИ и ГИС при учете данных ПГИ
Таблица 4
Сводная таблица зависимостей Кпр = /(Кп) для КГКМ при разделении данных по площади, разрезу и литологии
Ковыктинский участок участок целиком К^ = ю20-63к»-2Д; К2 = 0,21; N = 2064
пласт П1 Кпр = 1022-6к»-2-01; К2 = 0,48; N = 784
пласт П2 Кпр = 1021-9К»-2-33; К2 = 0,21; N = 1254
циклит П2-1 К^ = 1023-5К»-2ДЗ; К2 = 0,38; N = 509
циклит П2-2 К„р = 1 о20Д8К» -2-36; К2 = 0,21; N = 766
мелкозернистые песчаники П2-2 Кпр = 0,025 •1,026(100К»)2; К2 = 0,75; N = 154
среднезернистые песчаники П2-2 Кпр = 1020-2К»-2-29; К2 = 0,21; N = 848
Хандинский участок участок целиком К^ = 0,0307 • (7,467 -1086)к"; К2 = 0,48; N = 1921
пласт П1 К^ = 0,0322 • (8,295 • 1096 )к" К2 = 0,30; N = 757
пласт П2 Кпр = 0,0283 • (4,867 • 1081 )к»; К2 = 0; N = 1165
циклит П2-1 Кпр = 0,0307 • (7,467 • 1086)к"; К2 = 0,30; N = 386
циклит П2-2 К^ = 0,0356 • (3,197 • 1070 )к"; К2 = 0,21; N = 779
мелкозернистые песчаники П2-2 Кпр = 0,0283 • (4,867-1081)к"; К2 = 0,45; N = 310
среднезернистые песчаники П2-2 Кпр = 0,0356 • (3,197 •1070)к"; К2 = 0,21; N = 432
Чиканский и Южно-Ковыктинский участки целиком оба участка К„р = 1016'85К"-2'04; К2 = 0,21; N = 306
пласт П1 Кпр = 1016-77К»-1-92; К2 = 0,21; N = 157
пласт П2 К^ = 1015-03К»-2-02; К2 = 0,36; N = 155
циклит П2-1 Кпр = 1016-77К»-1-92; К2 = 0,39; N = 20
циклит П2-2 Кпр = 1012'09К»-1'84; К2 = 0,44; N = 91
гравелиты П2-2 К„р = 0,0112 • (7,285 -10187)к"; К2 = 0,41; N = 18
выделения литотипов по ГИС для КГКМ в настоящее время не разработана, то на этапе оперативной интерпретации целесообразно применение зависимостей для участков КГКМ (рис. 10). Далее, на этапе комплексной интерпретации, после детальной корреляции возможно применение отдельных зависимостей для пластов и циклитов.
Для большинства скважин средневзвешенное значение К^, рассчитанное по данным ГИС, отличалось от значения К^, определенного в результате ГДИ (рис. 11). Это связано с отсутствием учета «работающих» толщин по ПГИ при определении К^ по ГДИ.
Для скважины 75 Ковыктинской, где при определении Кпр и по ГДИ, и по ГИС учитывались работающие интервалы, данные значения совпали. Проницаемость по данным ГДИ составила 8,3 мД, ее средневзвешенные значения по данным ГИС для интервалов, работающих через штуцеры 16 и 28 мм, составили соответственно 8,4 и 8,5 мД (рис. 11).
***
Таким образом, впервые для продуктивных горизонтов (ботуобинского, хамакинско-го, талахского) ЧНГКМ с целью определения пористости коллекторов по данным ГИС зависимости «керн - ГИС» дифференцированы по степени галитизации коллекторов. Рассчитанные по дифференцированным зависимостям значения Кп показали достаточную сходимость с керновыми данными.
Впервые для тех же горизонтов ЧНГКМ зависимости «керн - керн» дифференцированы по литологии, степени галитизации и анизотропии коллекторов для определения их проницаемости по ГИС. Значения К^, рассчитанные по дифференцированным зависимостям с поправкой на пластовые условия и остаточную водонасыщенность, показали достаточную сходимость с данными ГДИ.
Анализ петрофизических данных для пар-феновского горизонта КГКМ показал, что расчет Кп корректно осуществлять по обобщенной
«10
103 102 101 100 10-1 10-2 10"3
I Дц
/ >
0 1 ° „да ^ о о в > ° /0° / > 2* 0
ов «¡9> т- О Р
О О О»
о
0 0,04 0,08 0,12 0,16 0,20 0,24 К„ (по воде), д.ед.
- К„р = 0,037 ■1,024<100Кп)2 (оперативный подсчет запасов, ИТЦ «Газпром Недра», 2020 т.) — К ^ = 1 0 20 63 к --2 1 Я2 = 0,21; N = 2064 (зависимость для песчаников Ковыктинского участка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
«10
103 102 101 100 10-1 10-2 10""
1?
/ / у
о о О0 о О о п 0 % } У Я < о о о
о о О „йС?; ад г о
оода га шик» «ирг оо {¿¿ЗСтаО®' гяп>° юооо (В о р ¡35
*10
^ 103 102 101 100 10-1 10-2 10"3
//
ОА> О Ор /
о о Т 2/ ж
о о о о 3 оЛ Я оО
о О £ • ОЛР&Р;® жШ о £
■ВОЕЮФ во о оо 'о
о
0 0,04 0,08 0,12 0,16 0,20 0,24 К„ (по воде), д.ед.
— К^, = 0,037 ■1,024<100Кп)2 (оперативный подсчет запасов, ИТЦ «Газпром Недра», 2020 г.)
— к „р = 1 0 21 -3Кп -2,08 ; Я2 = 0,21; N = 2315 (зависимость для песчаников Ковыктинского участка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
— К пр = 0, 0307■ (7, 467 ■ 1 086 ) к 2; Я2 = 0,48; N = 1921
(зависимость для песчаников Хандинского участка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
0 0,04 0,08 0,12 0,16 0,20 0,24 К„ (по воде), д.ед.
б
а
в
— Кпр = 0,037 ■1,024(100Кп)2 (оперативный подсчет запасов, ИТЦ «Газпром Недра», 2020 г.)
— К пр = 1 0 2 1 3 к - - 2 • 08 ; Я2 = 0,21; N = 2315 (зависимость для песчаников Ковыктинского участка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
— к „Р = 1 01 6,85Кп -2,04 ; Я2 = 0,21; N = 306 (зависимость для песчаников Южно-Ковыктинского и Чиканского участков, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Рис. 10. Зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента пористости для парфеновского горизонта КГКМ: а - Ковыктинский участок; б - Хандинский участок; в - Южно-Ковыктинский и Чиканский участки
103
о
* 102
101
100
10-
О П1 О П2 юк-1 номер скважины у" / у'
у у' у'
Чик-11 .0 О у* ••"О ЮК-2 о г-75 Квт-17 .•"О Квт-11 о"" ОКвт-12
i У у' Квт-3 •••*" Ki •6 ЮК-1 Квт-1'l м О Квт-4 Э Квт-2
10-1
100
101
Рис. 11. Парфеновский горизонт КГКМ. Сопоставление коэффициента проницаемости по данным ГДИ
и коэффициента абсолютной проницаемости по данным ГИС
зависимости «керн - керн» К от интервального времени пробега упругой волны й/, при этом влияние степени галитизации по имеющимся данным не прослеживается.
Применительно к отложениям парфенов-ского горизонта КГКМ зависимости «керн -керн» для определения проницаемости дифференцированы для участков, пластов и цик-литов, а также отдельных литотипов месторождения. При учете работающих интервалов по ПГИ достигается достаточная сходимость значений К^, рассчитанных по данным ГИС по установленным алгоритмам, и данных ГДИ.
102 103
Кпр по ГИС, мД
Список литературы
1. Поляков Е.Е. Решение научных проблем при подсчете запасов углеводородов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / Е.Е. Поляков, А.Е. Рыжов, О.В. Ивченко и др. // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - № 3 (31): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 172-186.
2. Изъюрова Е.С. Фациально-палеогеографические реконструкции для постгляциальных отложений венда юго-востока Непско-Ботуобинской антеклизы / Е.С. Изъюрова, О.В. Постникова, А.В. Постников и др. // Литология и полезные ископаемые. - 2020. - № 5. - С. 419-437.
3. Чурикова И.В. Особенности распространения и свойства засолоненных коллекторов венда Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / И.В. Чурикова, Е.А. Пылев, Е.О. Семёнов, Ю.М. Чуриков, Е.В. Семёнова, А.А. Чудина, А.В. Симонов // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. -
№ 4 (41): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 153-163.
4. Чуриков Ю.М. Основные закономерности изменения статистических оценок фильтрационно-емкостных свойств вендских отложений по глубине
залегания для месторождений, входящих в газотранспортную систему «Сила Сибири» / Ю.М. Чуриков // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. -№ 4 (41): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 91-105.
5. Дьяконова Т.Ф. Особенности изучения разреза засолоненных типов разрезов методами
ГИС на примере месторождений Восточной Сибири / Т.Ф. Дьяконова, Т.Г. Исхакова // Геофизика. - 2012. - Спецвып. к 45-летию Центральной геофизической экспедиции. -С. 85-89.
6. Поляков Е.Е. Проблемы определения коэффициента проницаемости по ГИС для сложнопостроенных коллекторов вендского возраста Чаяндинского месторождения на этапе эксплуатационного бурения / Е.Е. Поляков, И.В. Чурикова, Е.А. Пылев и др. // Территория нефтегаз. - 2018. - № 10. - С. 30-41.
7. Поляков Е.Е. Продуктивность сложнопостроенных терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения
в зависимости от литолого-петрофизических свойств и геолого-технических условий вскрытия отложений / Е.Е. Поляков, Е.А. Пылев, И.В. Чурикова и др. // Территория нефтегаз. - 2017. - № 12. - С. 22-32.
Graded determination of porosity and permeability properties for heterogeneous Vendian reservoirs at Eastern Siberia according to well logging data. Cases of Chayanda and Kovykta fields
I.V. Churikova1*, Ye.A. Pylev1, Ye.Ye. Polyakov1, Yu.M. Churikov1, S.Yu. Romashchenko1, Yu.A. Dukhnenko1, N.A. Nikulnikova1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: I_Churikova@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. The Vendian-period hydrocarbon fields of Eastern Siberia exhibit considerable sedimentative and epigenetic heterogeneity both at micro and mezzo levels. To uncover and analyze the named heterogeneities for the productive horizons (Botuoba, Khamaka and Talakh) of Chayanda oil-gas-condensate field, the Gazprom VNIIGAZ LLC specialists graded the "core - well logging" dependencies of the porosity factor (Kpor) according to salinity of the reservoirs. The calculated Kpor values demonstrated sufficient convergence with the data of core testing. Also, for the first time, the "core - core" dependencies of the permeability factor (Kperm) were graded according to lithologic properties, salinity and anisotropic characteristics of reservoirs. The correspondent calculated values of Kperm normalized according to in-situ conditions and residual water saturation demonstrated sufficient convergence with the data of gas-dynamic tests.
Analysis of the petrophysical data for Parfenov horizon of Kovykta gas-condensate field shoved that Kpor calculation would be correct when it were done according to a muster "core - core" dependency on elastic wave slowness. At that, there was no impact of reservoir salinity. Also, a "core - core" Kperm dependencies were graded according to sites, layers, cyclites and lithotypes of Parfenov horizon. When the working intervals were considered according to the results of the field geophysical tests, the Kpor values calculated by the derived algorithms using well logs corresponded to the results of the gas-dynamic tests.
Keywords: Vendian deposits, Eastern Siberia, Chayanda oil-and-gas-condensate field, Kovykta gas-condensate field, faults, porosity, permeability, heterogeneity, salinization.
References
1. POLYAKOV, Ye.Ye., A.Ye. RYZHOV, O.V. IVCHENKO, et al. Scientific tasks solved at calculating hydrocarbon reserves of Chayanda oil-gascondensate field [Resheniye nauchnykh problem pri podschete zapasov uglevodorodov Chayandinskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 172-186. ISSN 2306-9849. (Russ.).
2. IZYUROVA, Y.S., O.V. POSTNIKOVA, A.V. POSTNIKOV, et al. Facial-paleogeographic reconstructions for post-glacial Vendian sediments at the south-east of Nepa-Botuoba anteclise [Fatsialno-paleogeograficheskiye rekonstruktsii dlya postglyatsialnykh otlozheniy venda yugo-vostoka Nepsko-Botuobinskoy anteklizy]. Litologiya i Poleznyye Iskopayemyye, 2020, no. 5, pp. 419-437. ISSN 0024-497X. (Russ.).
3. CHURIKOVA I.V., Ye.A. PYLEV, Ye.O. SEMENOV, et al. Distribution and properties of saline Vendian reservoirs belonging to Chayanda oil-gas-condensate field [Osobennosti rasprostraneniya i svoystva zasolonennykh kollektorov venda Chayandinskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, no. 4 (41): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 153-163. ISSN 2306-9849. (Russ.).
4. CHURIKOV Yu.M. Consistent patterns for depth variation of statistical estimations of filtration and porosity at Vendian deposits of the fields included into the "Power of Siberia" gas transportation system [Osnovnyye zakonomernosti izmeneniya statisticheskikh otsenok filtratsionno-yemkostnykh svoystv vendskikh otlozheniy po glubine zaleganiya dlya mestorozhdeniy, vkhodyashchikh v gazotransportnuyu sistemu "Sila Sibiri"]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, no. 4 (41): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 91-105. ISSN 2306-9849. (Russ.).
5. DYAKONOVA, T.F., T.G. ISKHAKOVA. Rock salinization is a specific feature of oil productive deposits relating to Eastern Siberia [Osobennosti izucheniya razreza zasolonennykh tipov razreza metodami GIS na primere mestorozhdeniy Vostochnoy Sibiri]. Geofizika, 2012, spec. is. to the centenary of the Central Geophysical expedition, pp. 85-89. 1681-4568. (Russ.).
6. POLYAKOV, Ye.Ye., I.V. CHURIKOVA, Ye.A. PYLEV, et al. Issues of well-log-based determination of permeability factors for complex-structured Vendian reservoirs of Chayanda field during a stage of production drilling [Problemy opredeleniya koyeffitsiyenta pronitsayemosti po GIS dlya slozhnopostroyennykh kollektorov vendskogo vozrasta Chayandinskogo mestorozhdeniya na etape ekspluatatsionnogo bureniya]. Territoriya Neftegaz. 2018, no. 10, pp. 30-41. ISSN 2072-2745. (Russ.).
7. POLYAKOV, Ye.Ye., Ye.A. PYLEV, I.V. CHURIKOVA, et al. Productivity of complex terrigenous Vendian reservoirs of Chayanda field depending on lithological-petrophysical properties and geological-engineering conditions of deposit uncapping [Produktivnost slozhnopostroyennykh terrigennykh kollektorov venda Chayandinskogo mestorozhdeniya v zavisimosti ot litologo-petrofi zicheskikh svoistv i geologo-tekhnicheskikh usloviy vskrytiya otlozheniy]. Territoriya neftegaz. 2017, no. 12, pp. 22-32. ISSN 2072-2745. (Russ.).
