CC BY
56ГЕОЛОГИЯ
УДК 622.276.03:553.98(571)
Ю.М. Чуриков1; Е.А. Пылев1; Е.А. Силаева1; И.В. Чурикова1, e-mail: [email protected] 1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия).
Литофациальное районирование как основа уточнения зависимостей фильтрационно-емкостных свойств для сложнопостроенных терригенных коллекторов венда Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения
Неоднородность продуктивных отложений венда Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения обусловливает существенную неоднозначность зависимостей между фильтрационно-емкостными свойствами. В целях уточнения петрофизических зависимостей для вендских отложений месторождения на основе изучения кернового материала и геофизических исследований скважин с учетом регионального строения было выполнено литолого-фациальное районирование.
В разрезе ботуобинского горизонта выявлен один седиментационный циклит, развитие которого происходило в фациальных условиях барового тела и мелководного шельфа. Хамакинский горизонт, как показало исследование, разделен на три циклита, представленных фациями флювиальной и приливной дельты. При этом на примере циклита ХМ} отмечена связь развития коллекторов с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами и зонами галитизации и карбонатизации песчаников, тогда как циклит ХМ21 характеризуется наличием более высоких фильтрационно-емкостных свойств за счет меньшей степени развития вторичных процессов. В разрезе талахского горизонта выделено три седиментационных циклита. Они представлены фациями аллювиально-дельтовой равнины, временных русел и аллювиального конуса временных потоков. Наиболее хорошими фильтрационно-емкостными свойствами в талахском горизонте обладают песчаные, гравийно-песчаные и песчано-алевритовые породовые ассоциации верхней пачки (ТЛ1), сложенной фациями аллювиально-дельтовой равнины. Отличительной чертой пачки ТЛ} относительно нижних циклитов являются более тонкозернистые отложения и отсутствие в составе пород конгломератовой составляющей. Таким образом, заложение горизонтальных стволов эксплуатационных скважин наиболее эффективно в этой части продуктивного пласта.
По результатам исследования выявлены закономерности изменения коллекторских, петрофизических, добычных свойств пластов в зависимости от фациальных условий формирования продуктивных горизонтов Чаяндинского месторождения.
В качестве примера уточнения зависимости между фильтрационно-емкостными свойствами по результатам литофа-циального районирования исследована зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента эффективной пористости. Осуществлена корреляция данной зависимости и фациальных обстановок ботуобинского горизонта и циклитов хамакинского и талахского горизонтов. Полученные результаты рекомендованы для практического применения с учетом разработанных схем распространения литофаций.
Ключевые слова: литофациальное районирование, продуктивные отложения, дебит, фильтрационно-емкостные свойства, петрофизическая зависимость, коэффициент пористости, коэффициент проницаемости.
Yu.M. Churikov1; E.A. Pylev1; E.A. Silaeva1; I.V. Churikova1, e-mail: [email protected]
1 Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russia).
Lithofacies Zoning as a Basis for Updating the Dependencies of Reservoir Properties for Complex Terrigenous Reservoirs of the Vendian of the Chayandinskoe Oil and Gas Condensate Field
The heterogeneity of productive sediments of the Vendian of the Chayandinskoye oil and gas condensate field causes an inherent ambiguity of the dependencies between the reservoir properties. In order to update the petrophysical
dependencies for the Vendian deposits of the field, lithofacies zoning was carried out on the basis of a study of core material and geophysical surveys of wells taking into account regional structure.
One sedimentation cyclite was revealed in the Botuobinsky horizon. The development of the cyclite took place in the facial conditions of the bar body and the shallow shelf. The Khamakinsky horizon, as the study showed, is divided into three cyclites, represented by the fluvial and tidal delta facies. At the same time, using the example of cyclite KhM1? there is a link in the development of reservoirs with degraded reservoir properties and zones of sandstones halitization and carbonatization, while cyclite KhM21 is characterized by higher reservoir properties due to a lower degree of development of secondary processes. In the section of the Talakhsky horizon, three sedimentation cyclites are distinguished, represented by the facies of the alluvial-delta plain, tempopary beds and the talus fan of temporary flows. The sandy, gravel-sandy and sandy-aleuritic rock associations of the upper unit (TLJ, composed of alluvial-deltoic facies, have the best reservoir properties in the Talakhsky horizon. A distinctive feature of the unit compared to the lower cyclites are more fine-grained deposits and the absence of a conglomerate component in the composition of the rocks. Thus, the laying of horizontal wells of production wells is most effective in this part of the reservoir.
According to the results of the study, regularities of changes in reservoir, petrophysical, and mining properties of the layers, depending on the facial conditions of formation of the productive horizons of the Chayandinskoe field, are identified. As an example of update the dependence between formation reservoir properties based on the results of lithofacies zoning, the dependence of the permeability coefficient on the effective porosity coefficient was researched. The correlation of this dependence and the facial conditions of the Botuobinsky horizon and the cyclites of the Khamakinsky and Talakhsky horizons has been made. The results obtained are recommended for practical use, taking into account the developed schemes of the distribution of lithofacies.
Keywords: lithofacies zoning, productive sediments, flow rate, reservoir properties, petrophysical function, coefficient of permeability, coefficient of porosity.
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), расположенное в Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (Ленский и Мирнен-ский р-ны Республики Саха (Якутия)), является уникальным по ряду параметров, в том числе по запасам углеводородов. Сложнопостроенные продуктивные коллекторы месторождения (талахский, ха-макинский и ботуобинский горизонты) представлены в основном терригенными отложениями вендского периода, отличающимися значительной неоднородностью, обусловленной множественными постседиментационными (вторичными) изменениями (карбонатизацией, анги-дритизацией, галитизацией) различных степеней распространенности [1-8]. Условия формирования,структурные и минералогические характеристики вендских отложений Чаяндинского НГКМ обобщены в таблице. На сегодняшний день изучено более 2 тыс. образцов керна, отобранного
из ботуобинского горизонта, около 5 тыс. образцов керна хамакинского горизонта и более 4,3 тыс. образцов керна, полученных из талахского горизонта. Несмотря на высокий уровень охарактеризованности керна по результатам исследований, значительная неоднородность продуктивных отложений обусловливает существенную неоднозначность взаимозависимостей филь-трационно-емкостных свойств (ФЕС). Одним из путей уточнения петрофи-зических зависимостей является учет влияния условий осадконакопления на ФЕС на основе литолого-фациального районирования месторождения. Литолого-фациальное районирование вендских отложений Чаяндинского НГКМ было выполнено на основе изучения кернового материала и геофизических исследований скважин (ГИС) с учетом регионального строения вендского комплекса. При анализе фаци-альных обстановок на Чаяндинском
НГКМ были учтены результаты исследований РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в области литолого-пе-трофизической неоднородности продуктивных пластов вендскихтерри-генных отложений, а также работы по изучению фациальной принадлежности отложений [10-13]. Основные циклиты, слагающие продуктивные пласты, были выделены по результатам корреляции разрезов скважин (рис. 1). В целях изучения распространения по площади отложений, приуроченных к основным фациальным обстановкам, по керну и ГИС в разрезах скважин на основе анализа ГИС и керна были выделены породные ассоциации (ПА) [10, 11], представляющие собой набор пород определенной литологии, преимущественно распространенных в разрезе.
По площади месторождения были прослежены области преимущественного распространения ПА, связанных
Ссылка для цитирования (for citation):
Чуриков Ю.М., Пылев Е.А., Силаева Е.А., Чурикова И.В. Литофациальное районирование как основа уточнения зависимостей фильтрационно-емкостных свойств для сложнопостроенных терригенных коллекторов венда Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 1-2. C. 20-41.
Churikov Yu.M., Pylev E.A., Silaeva E.A., Churikova I.V. Lithofacies Zoning as a Basis for Updating the Dependencies of Reservoir Properties for Complex Terrigenous Reservoirs of the Vendian of the Chayandinskoe Oil and Gas Condensate Field. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2019, No. 1-2, P. 20-41. (In Russian)
ГЕОЛОГИЯ
Условия формирования, структурные и минералогические характеристики вендских отложений месторождений Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения
Generation conditions, structural and mineralogical characteristics of Vendian deposits in Chayandinskoe oil and gas condensate field
Горизонт Horizon
Основные фациальные обстановки
Main facial enviroments
Тип пород
по гранулометрическому
и литологическому
составу
Type of rocks
by granulometric
and sedimentary types
Тип цемента Cement type
Вторичные изменения Secondary changes
Содержание классов
коллекторов
(по А.А. Ханину [9]), %
Content of reservoir
classes
(by А.А. Khanin [9]), %
Ботуобинский Botuobinsky
Отложения формируются в субаквальной зоне пониженной или нормальной солености в условиях относительной стабилизации уровня моря. В прибрежной части древнего моря формировались системы аккумулятивных баровых тел Deposits were formed in a subaqueous zone of low or normal salinity under relative sea level stabilization. Systems of accumulative bar solids were formed in littoral zone of the ancient sea
Мелко-
и среднезернистые кварцевые и полевошпатовые песчаники
с тонкими прослоями и прослойками алевролита. В подошвенной части горизонта встречаются пропластки аргиллитов и алевролитов Fine-, and medium-grained quartz sandstone and arkoses with partings and aleurite interlayers. Argillite and aleurite stringers occur in oil horizon bottom
• Регенерационный
и контактовый кварцевый (основная цементация); Recovery and contact quartz (basic case hardening)
• карбонатный цемент: carbonaceous cement
- доломитовый (пятнистые, неравномерные выделения доломита);
dolomitic (knotty differential dolomitic sediments)
- ангидритовый (распространен неравномерно, проявления единичные);
anhydrite (differential distribution, sporadic shows)
- порово-пленочный глинистый (каолинит-гидрослюдистого состава); porous-film argillous (kaolinite-hydromicaceous content)
- сгустки пиритового цемента
clots of pyritic cement
• Регенерация зерен кварца; Quartz grains recovery
• стресс-коррозия; stress corrosion
• засолонение (до 5-10 %); salinization (up to 5-10 %)
• сульфатизация; sulphatisation
• карбонатизация; carbonatization
• корродирование зерен цементом;
cement corrosion of grains
• выщелачивание в цементной составляющей породы
и в зернах кварца и калиевых полевых шпатов (КПШ); desalinisation in cementatory variation of solid, in grains of quartz and potassic feldspar
• пелитизация
и серицитизация зерен КПШ; pelitization and seritization of potassic feldspar grains
• пиритизация; pyritization
• деформация
и трансформация слюды specular stone deformation and transformation
I класс - 7,6; 1st class - 7.6
II класс - 7,5; 2nd class - 7.5
III класс - 31,1; 3d class - 31.1
IV класс - 29,5; 4th class - 29.5
V класс - 10,9; 5th class - 10.9
VI класс - 13,31 6th class - 13.31
Хамакинский Khamakinsky
Фациальная серия накапливалась на южном склоне обширной палеоантеклизы в субконтинентальных и прибрежно-морских обстановках седиментации. Основные факторы, породившие неоднородность резервуара, - трансгрессивное выклинивание отложений на склоне палеоантеклизы, латеральное замещение песчаников дельтовых комплексов глинистыми отложениями прибрежной равнины и мелководных заливов
Facial series was accumulated on the south slope of the continuous paleoanteclise under subcontinental and marginal-marine frameworks of sedimentation. Key factors creating reservoir heterogeneity - transgressive pinch of sediments on the paleoanteclise slope, lateral replacement of delta complex' sandstones with argillaceous deposits in coastal flat and shallow bays
Неравномерное чередование пластов мелко-, средне-, крупнозернистых песчаников, гравелитов, алевролитов с прослоями, аргиллитов Uneven alternation of fine-, medium-, and coarse-grained sandstones,
gravelstones, aleurolites with layers of argillites
•регенерационный кварцевый; recover quartzitic
• сгустковый карбонатный доломитового состава; lump carbon-bearing
of dolomite composition
• сульфатный ангидритового и реже гипсового состава; sulphate of anhydrite
and seldom gypsum œntent
• реже глинистый, гидрослюдистый порово-пленочного типа seldom argillous, hydromicaceous of porous-film type
• регенерация по обломкам зерен кварца;
recovery by fragments of quartz grains
• конформные, инкорпорационные контакты зерен;
orthomorphic, incorporative contacts of grains
• полоски Бема по обломкам; Bohm lines by rock fragments
• пиритизация; pyritization
• коррозия обломков кварца карбонатным и сульфатным цементом;
carbonate and sulphate cement corrosion of quartz fragments
• частичная серицитизация и пелитизация обломков полевых шпатов; fragments of potassic feldspar partial seritization and pelitization
• сульфатизация; sulphatisation
• коррозия зерен доломитом; dolomite corrosion of grains
• трещиноватость; cleavage
• засолонение salinization
I класс - 2,6; 1st class - 2.6
II класс - 4,2; 2nd class - 4.2
III класс - 16,1; 3d class - 16.1
IV класс - 27,2; 4th class - 27.2
V класс - 20,8; 5th class - 20.8
VI класс - 28,5 6th class - 28.5
Горизонт Horizon
Основные фациальные обстановки
Main facial enviroments
Тип пород
по гранулометрическому
и литологическому
составу
Type of rocks
by granulometric
and sedimentary types
Тип цемента Cement type
Вторичные изменения Secondary changes
Содержание классов
коллекторов
(по А.А. Ханину [9]), %
Content of reservoir
classes
(by А.А. Khanin [9]), %
Фации центральной, краевой и дистальной частей временного потока, пограничной зоны дистальной части временного Талахский потока и зоны застойного Talakhsky гидродинамического режима
Facies of central, edge and distal parts of time flow, of frontier zone in the distal part of time flow and zone of standing discharge area
Неравномерное переслаивание гравелитов, средне-, мелко-
и крупнозернистых песчаников с прослоями алевролитов и аргиллитов Irregular interbedding of gravelstones, medium-, fine-, and coarse-grained sandstones with layers of aleurolites and argillites
Минеральный состав цементирующей части в основном кварцевый. Карбонатный (доломитовый) и сульфатный (ангидритовый, реже гипсовый) цементы встречаются редко. Кварцевый регенерационный цемент. Тип цемента: поровый, пленочный, сгустковый, пойкилитовый, регенерационный. Глинистый гидрослюдистый (тонкочешуйчатый) и глинисто-карбонатный цементы пленочного и порово-пленочного типа распространены неравномерно, в единичных прослоях
Mineral composition of matrix is mainly quartzitic. Carbonate (dolomite) and sulphate (anhydrate, seldom gypsum) cements occur rarely. Quartzitic regenerative cement. Cement type: porous, film, lump, poikilitic, regenerative. Argillaceous hydromicaceous (fine-scaled) and argillaceous-carbonate cements of film and porous-film types are extended non-uniformly, in isolated interlayers
• развитие инкорпорационно-регенерационной
и конформно-
регенерационной структуры; development of incorporative-recovery and conformally regenerative structure
• микростилолитовые контакты кварцевых зерен; micro-stylolitic contacts
of quartz grains
• серицитизация; seritization
• пелитизация; pelitization
• тонкорассеянное рудное напыление; finely-diffused mining precipitation
• слюдистые каемки; micaceous hems
• активное ожелезнение; active ferruginization
• сульфатизация; sulphatisation
• выделение кристаллов ангидрита;
anhydrite crystals sorting
• коррозия зерен гипсовым и ангидритовым цементом; gypsum and anhydrite cement corrosion of grains
• деформация чешуек слюды; deformation of mica scales
• гидратация пластинок слюды;
hydration of mica stripes
• пиритизация pyritization
I класс - 0,7; 1st class - 0.7
II класс - 0,9; 2nd class - 0.9
III класс - 6,0; 3d class - 6.0
IV класс - 21,0; 4th class - 21.0
V класс - 33,4; 5th class - 33.4
VI класс - 36,9 6th class - 36.9
с основными фациальными обстановка-ми формирования отложений.
ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ И ЗАВИСИМОСТИ МЕЖДУ НИМИ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ ФАЦИАЛЬНЫХ ОБСТАНОВОК ФОРМИРОВАНИЯ ГОРИЗОНТОВ Ботуобинский горизонт В разрезе ботуобинского горизонта выделяется один седиментационный циклит, развитие которого происходило в фациальных условиях барового тела и мелководного шельфа (рис. 2). Такие выводы были сделаны в ряде работ по изучению продуктивного разреза Чаяндинского НГКМ [7, 8, 10, 11]. Анализ результатов исследования ботуобинского горизонта (рис. 2) показал, что высокодебитные притоки газа были получены преимущественно из отложений
баров. Взаимосвязь распространения фаций и повышенной продуктивности отложений свидетельствует о важности геометризации зон различной фациаль-ной принадлежности для разработки месторождения.
В области развития барового тела ботуобинского горизонта выделены песчаная, песчано-алевритовая и пес-чано-алеврито-глинистая ПА. В центральной части барового тела, распространенной в северной части Чаяндинского НГКМ, преимущественно развита песчаная породная ассоциация, представленная в основном кварцевыми, хорошо сортированными и окатанными мелко-, средне- и крупнозернистыми песчаниками и их переходными разностями.
Песчано-алевритовая ПА характерна для центральной части Чаяндинского НГКМ в зоне развития склоновой части
бара и представлена переслаиванием песчаников мелкозернистых, песчаников мелкозернистых алевритистых, алевролитов с единичными тонкими прослоями аргиллитов. Для области развития фаций подножья барового тела характерна песчано-алеврито-гли-нистая ПА.
Мелководно-морской тип седиментации характеризуется сменой грубозернистых образований на более мелкозернистые вследствие изменения глубины бассейна. В зоне мелководного шельфа развиты в основном карбонатизирован-ные песчаная, алевритовая, песчано-алевро-глинистая ПА. По данным керна и ГИС, для этой зоны характерна средняя и высокая степень засолонения. Средние значения пористости для ба-ровых и мелководных отложений составляют 0,105 и 0,092 д. ед. при максимальных значениях 0,254 и 0,211 д. ед.
ГЕОЛОГИЯ
Условные обозначения Legend
Границы пластов Formation boundaries -—. Граница размыва пласта ХМ2 Fault wash of KhM
I Коллектор водонасыщенный Water-saturated reservoir Коллектор газонасыщенный Gas-saturated reservoir
Коллектор нефтенасыщенный Oil-saturated reservoir
Рис. 1. Схема корреляции основных продуктивных горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения Fig. 1. Correlation scheme of main production horizon of the Chayandinskoe oil and gas condensate field
соответственно. По проницаемости разброс значений куда значительнее: для баровых отложений коэффициент проницаемости Кпр равен 5523 мД при среднем показателе 329,6 мД, а для основных ПА отложений мелководного шельфа не превышает 1000 мД, достигая в отдельных образцах керна 1400 мД. Средние значения Кпр составляют 55,1 мД.
Анализ распределений минералогической плотности ПА различных фа-циальных обстановок показал, что особенности свойств мелководных отложений шельфа связаны с наличием значительной доли засолоненных и карбонатизированных разностей. Выявленные закономерности различий ФЕС отложений разных фациальных обстановок осадконакопления определили закономерности различия зависимостей между ФЕС.
В качестве примера зависимости для различных фациальных обстановок продуктивных горизонтов Чаяндинского НГКМ были рассмотрены взаимосвязи между коэффициентом проницаемости Кпр и коэффициентом эффективной пористости Кпэф, отличающиеся наибольшей степенью корреляции для вендских отложений [4, 14, 15]. Зависимость Кпр = ДКпэф) достаточно уверенно разделяется по установленным основным фациальным обстанов-кам ботуобинского горизонта (рис. 4). Для отложений баров она закономерно выше, а для отложений мелководного шельфа - ниже обобщенной зависимости. При этом зависимость для отложений баров закономерно близка к ранее установленной зависимости для литотипа песчаников, а для мелководного шельфа - к закономерности для литотипа алевролитов.
К
пр
Пог
Установленные зависимости выражаются уравнениями:
• бары: К = 64 643.К J2'54; критерий
~ пр пэф ' ~ ~
тесноты связи (КТС) = 0,48; погрешность связи (Пог) = 2,4; объем статистической выборки N = 180, (1)
• мелководный шельф: 26 411.К 13,01; KTC = 0,15;
пэф ' ' '
1,1; N = 61. (2) Алгоритмы расчета коэффициента проницаемости для разных фациальных зон ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ можно применить с учетом упрощенной схемы основных условий осадконакопления горизонта (рис. 5).
Хамакинский горизонт
Отложения хамакинского горизонта формировались в условиях чередования режимов трансгрессии и регрессии морского бассейна, что предопределило разделение горизонта на три пачки.
Рис. 3. Распределение фильтрационно-емкостных и петрофизических свойств породных ассоциаций ботуобинского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения для фациальных обстановок барового тела (а-в), мелководного шельфа (д-е) Fig. 3. Distribution of reservoir porosity and permeability and petrophysical properties of rock associations of the Botuobinsky horizon of the Chayandinskoe oil and gas condensate field for facial conditions of the bar solid (а-c) and the shallow marine shelf (d-f)
Условные обозначения Legend
— Изогипсы кровли пласта-коллектора, м Hypsometric curves of the reservoir, m Тектонические нарушения Tectonic deformations z**" Предполагаемая граница выклинивания пласта-коллектора Estimated boundary of reservoir Т7 Границы Чаяндинского лицензионного участка (ПАО «Газпром», ЯКУ 15949 НЭ) Boundaries of the Chayandinsky license block (Gazprom PJSC, YaKU 15949 NE)
Результаты испытания скважин: Results of the well testing: О Qr более 40 тыс. м3/сут
Qr more than 40 thousand m3/day О Qr менее 40 тыс. м3/сут
Qr less than 40 thousand m3/day О Сухой
Dry # Нефть Oil
О He испытана Not tested
Литофации, области преимущественного распространения породных ассоциаций: Lithofacies, primary distribution areas of rock associations: M Песчаная
Arenaceous H Песчано-алевритовая Sandy-aleuritic Песчано-алеврито-глинистая Sandy-aleuroLite-argillaceous H Алеврито-глинистая
A leuro lite-argillaceous M Песчаная карбонатизированная
Arenacaous carbonatized M Песчано-алеврито-глинистая карбонатизированная Sandy-aleurolite-argillaceous carbonatized H Алевритовая карбонатизированная
Aleurolite carbonatized M Алеврито-глинистая карбонатизированная
A leuro lite-argillaceous carbonatized H Карбонатные породы Carbonaceous rocks
а) a)
Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon
г) d)
Коэффициент пористости по воде, д. ед. Coefficient of porosity by water, unit fractions
Коэффициент пористости по воде, д. ед. Coefficient of porosity by water, unit fractions
б) b)
гмПЛиес .шмтП акция ПА
V*
Коэффициент проницаемости, мД Coefficient of permeability, mD
д) e)
Коэффициент проницаемости, мД Coefficient of permeability, mD
в) c)
е) f)
Л LtSQSîi
top ПЛ
^ 3 Минералогическая плотность, г/см3 Ï Matrix density, g/cm3
Песчано-алевро-глинистая и алевро-глинистая породные ассоциации Sandy-aLeuroLite-argiLLaceous and aLeuroLite-argiUaceous rock associations Песчано-алевролитовая породная ассоциация Sandy-aLeuritic rock association Песчаная породная ассоциация Arenacaous rock association
^ ^ Минералогическая плотность, г/см3 ï Matrix density, g/cm3
— Алевритовая карбонатизированная породная ассоциация ALeuroLitic сarbonatized rock association
— Песчано-алеврито-глинистая карбонатизированная породная ассоциация
Sandy-aLeuroLite-argiLLaceous сarbonatized rock association
— Песчаная карбонатизированная породная ассоциация Arenacaous сarbonatized rock association
— Карбонатизированная породная ассоциация Carbonatized rock association
Рис. 2. Карта литофаций ботуобинского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения Fig. 2. Lithofacies map of Botuobinsky horizon of the Chayandinskoe oil and gas condensate field
В разрезе горизонта, представленном аллювиально-дельтовым комплексом, по диагностическим признакам были выделены две группы фаций:
• ХМ1 - флювиальная дельта (фация аналогична речной);
• ХМ2 - приливная дельта. Отложения ХМ1 представлены фациями дистрибутивного русла (основание канала) и отражают регрессию морского бассейна. В основании канала - гравелиты, грубозернистые песчаники, отмечено периодическое воздействие приливов, речных течений. Текстура пород наклоннослоистая, брекчевидная. В ХМ1 выделены гравийно-конгломера-товая, гравийно-песчаная, гравийная, песчаная, песчано-алевритовая и алев-ро-глинистая ПА [10]. Отложения пачки преимущественно распространены на северо-западе месторождения вблизи локального источника сноса.
ХМ2 можно отнести к фации приливной гряды. При постоянном воздействии приливов происходила горизонтальная миграция (перемещение) осадков, что отразилось на развитии отложений преимущественно на юго-востоке месторождения, а также вертикальное наращивание осадков, обусловившее наличие двух пачек - ХМ2-1 и ХМ2-2. В отложениях циклитов ХМ2-1, ХМ2-2 выделены песчаная, песчано-алеврито-вая и алевро-глинистая ПА, гравийные и конгломератовые составляющие отсутствуют. Характер распространения ПА, соответствующий литофациальным зонам в сопоставлении с результатами опробования в скважинах пачек хама-кинского продуктивного горизонта, отражен на рис. 6-8. Песчаная ПА фации аллювиаль-но-дельтового комплекса, развитого в центральной части месторождения,
ГЕОЛОГИЯ
а) a) б) b)
Рис. 4. Зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента эффективной пористости для фациальных обстановок накопления отложений ботуобинского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения: а) бары; б) мелководный шельф Fig. 4. Dependence of the permeability coefficient from the effective porosity coefficient for facial conditions of deposit accumulation of the Botuobinsky horizon of the Chayandinskoe oil and gas condensate field: a) bars; b) shallow marine shelf
Ботуобинский горизонт (бары) Botuobinsky horizon (bars)
Ботуобинский горизонт(мелководный шельф) Botuobinsky horizon (shallow marine shelf)
j Ф I E
О Ф
■ »
•
щ» * . \
V
* * *
"Г / •
*
" J •
•
г /
J Ф
I E о Ф
0 0.04 0.08 0.12 0Л« 0,2 0U
Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capillarimetry, unit fractions
Породные ассоциации: Rock associations:
Песчано-алеврито-глинистая карбонатизированная
Sandy-aleurolite-argillaceous сarbonatized
Песчаная карбонатизированная
Arenacaous сarbonatized
Карбонатизированная
Carbonatized
Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capillarimetry, unit fractions
Алевритовая карбонатизированная Aleurolitic сarbonatized Песчаная Arenacaous
Песчано-алевролитовая Sandy-aleurolitic
1 - бары: Кпр = 64 643/Кпэф(-2-54); КТС = 0,47; Пог = 2,4; N = 180 ПР
bars: coefficient of permeability = 64 643/effective porosity factor (-2.54); correlation ratio criteria = 0.47; inaccuracy = 2.4; N = 180
2 - песчаники: КПр = 59 764/КпЭф(-2-7); КТС = 0,39; Пог = 2,6; N = 309
siltstones: coefficient of permeability = 59 764/effective porosity factor (-2.7); correlation ratio criteria = 0.39; inaccuracy = 2.6; N = 309
3 - Кпр = 350 000/КпЭф(-3653); КТС = 0,46; Пог = 1,9; N = 32р8 (обобщ.) пЭ
Coefficient of permeability = 350 000/effective porosity factor (-3.653); correlation ratio criteria = 0.46; inaccuracy = 1.9; N = 328 (master curve)
(обобщ.)
Coefficient of permeability = 350 000/effective porosity factor (-3.653); correlation ratio criteria = 0.46; inaccuracy = 1.9; N = 328 (master curve)
2 - шельф: Кпр = 26 411/К (-3-01); КТС = 0,15; Пог = 1,1; N = 61 пр
shelf: coefficient of permeability = 26 411/effective porosity factor (-3.01); correlation ratio criteria = 0.15; inaccuracy = 1.1; N = 61
3 - алевролиты: Кпр = 1554/Кпэф(-1-75); КТС = 0,24; Пог = 2,2; N = 10 пр
aleurolite: coefficient of permeability = 1554/effective porosity factor (-1.75); correlation ratio criteria = 0.24; inaccuracy = 2.2; N = 10
Условные обозначения Legend
Изогипсы кровли пласта-коллектор а, м Hypsometric curves of the reservoir, m Тектонические нарушения Tectonic deformations Предполагаемая граница выклинивания пласта-коллектора Estimated boundary of reservoir Границы Чаяндинского лицензионного участка (ПА0 «Газпром», ЯКУ 15949 НЭ) Boundaries of the Chayandinsky license block (Gazprom PJSC, YaKU 15949 NE)
Результаты испытания скважин:
Results of the well testing:
Qr более 40 тыс. м3/сут
Qr more than 40 thousand m3/day
Qr менее 40 тыс. м3/сут
Qr less than 40 thousand m3/day
Сухой
Dry
Нефть
Oil
Не испытана Not tested
Область преимущественной фациальной обстановки
Area of the preferred facies environment Устьевого бара (фронт дельты) Mouth-bar (delta front) Мелководно-морская (нижняя дельтовая равнина)
Shallow marine (lower delta flat land)
представлена преимущественно кварцем (от 45-50 до 80-85 %), содержание полевых шпатов не превышает 5-15 %. В разрезе присутствует большое количество акцессорных минералов, таких как монацит (1-2 %), циркон (1-2 %) и рутил (3-4 %). В песчаниках наблюдается активное выделение ангидрита в поровом пространстве, регенерация кварцевых зерен. Отмечены процессы засолонения, достигающие в единичных прослоях 50 %. Активное развитие получило аутигенное минералообразова-ние. Сульфатизация составляет до 15 % от объемов пустотного пространства, карбонатизация - до 12 % [11].
Песчано-алевритовая и песчано-алев-рито-глинистая ПА получили наибольшее распространение в фациальной переходной зоне от аллювиально-дель-товых комплексов к мелководному шельфу, в центральной зоне месторождения.
Песчано-алевритовая ПА представлена переслаиванием песчаников мелкозернистых, песчаников мелкозернистых алевритистых, алевролитов с единичными тонкими (до 10 см), прослоями аргиллитов. По горизонту отмечается слоистая, волнистослоистая текстура. Для пород песчано-алевритовой ПА характерно широкое развитие вторичных
Рис. 5. Схема основных фациальных обстановок накопления ботуобинского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения Fig. 5. Scheme of major facial accumulation conditions of the Botuobinsky horizon of the Chayandinskoe oil and gas condensate field
Конференция «Техническое регулирование в ПАО «Газпром». СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ: механизм обеспечения качества продукции, работ и услуг для инфраструктурных проектов ПАО «Газпром»
10-12 апреля 2019 г., г. Сочи
Организаторы:
АС О ГО
Ассоциация строительных арганиваадай гаде*9Й 9» р ясли
ГАЗОВАЯ
ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
Тел/факс: +7 (495) 240-54-57 Е-таН: [email protected] www.neftegas.info
ГЕОЛОГИЯ
Условные обозначения Legend
— - Изогипсы кровли пласта-коллектора, м Hypsometric curves of the reservoir, m Тектонические нарушения Tectonic deformations f Предполагаемая граница выклинивания пласта-коллектора Estimated boundary of reservoir Границы Чаяндинского лицензионного V участка (ПАО «Газпром», ЯКУ 15949 НЭ) Boundaries of the Chayandinsky license block (Gazprom PJSC, YaKU 15949 NE)
Результаты испытания скважин: Results of the well testing: ф Qr более 40 тыс. м3/сут
Qr more than 40 thousand m3/day О Qr менее 40 тыс. м3/сут
Qr less than 40 thousand m3/day О Сухой Dry
О He испытана Not tested
Литофации, области преимущественного
распространения породных ассоциаций:
Lithofacies, primary distribution areas
of rock associations:
Гравийно-конгломератовая
Tophaceous-conglomeratic
Гравийная
Tophaceous
Гравийно-песчаная
Gravel and sandy
Песчаная
Arenacaous
Песчано-алевритовая
Sandy-aleurolitic
Алеврито-глинистая
Aleurolite-argillaceous
Условные обозначения Legend
— Изогипсы кровли пласта-коллектора, м Hypsometric curves of the reservoir, m Тектонические нарушения Tectonic deformations Предполагаемая граница выклинивания пласта-коллектора Estimated boundary of reservoir ^J Границы Чаяндинского лицензионного участка (ПАО «Газпром», ЯКУ 15949 НЭ) Boundaries of the Chayandinsky license block (Gazprom PJSC, YaKU 15949 NE)
Результаты испытания скважин: Results of the well testing: ф Qr более 40 тыс. м3/сут
Qr more than 40 thousand m3/day О Qr менее 40 тыс. м3/сут
Qr less than 40 thousand m3/day О Сухой Dry
• Нефть Oil
О He испытана Not tested
• Газ с водой Gas with water
Литофации, области преимущественного распространения породных ассоциаций: Lithofacies, primary distribution areas of rock associations: ШШ Песчаная
Arenacaous ■■ Песчано-алевритовая
Sandy-aleurolitic ШШ Алеврито-глинистая Aleurolite-argillaceous
Условные обозначения Legend
— Изогипсы кровли пласта-коллектора, м Hypsometric curves of the reservoir, m Тектонические нарушения Tectonic deformations Предполагаемая граница выклинивания пласта-коллектора Estimated boundary of reservoir ^ Границы Чаяндинского лицензионного участка (ПАО «Газпром», ЯКУ 15949 НЭ) Boundaries of the Chayandinsky license block (Gazprom PJSC, YaKU 15949 NE)
Результаты испытания скважин: Results of the well testing: Ф Qr более 40 тыс. м3/сут
Qr more than 40 thousand m3/day О Qr менее 40 тыс. м3/сут
Qr less than 40 thousand m3/day О Сухой Dry Нефть Oil
Не испытана Not tested
Приток фильтрата бурового раствора, слабый приток газа
Drilling mud filtrate inflow, insignificant gas influx Газ с водой Gas with water
Литофации, области преимущественного
распространения породных ассоциаций:
Lithofacies, primary distribution areas of rock
associations:
Песчаная
Arenacaous
Песчано-алевритовая
Sandy-aleurolitic
Алеврито-глинистая
Aleurolite-argillaceous
Рис. 6. Карта литофаций пачки 1
хамакинского горизонта Чаяндинского
нефтегазоконденсатного месторождения
Fig. 6. Lithofacies map of the unit 1
of the Khamakinsky horizon
of the Chayandinskoe oil and gas condensate
field
Рис. 7. Карта литофаций пачки 2
хамакинского горизонта Чаяндинского
нефтегазоконденсатного месторождения
Fig. 7. Lithofacies map of the unit 2
of the Khamakinsky horizon
of the Chayandinskoe oil and gas condensate
field
Рис. 8. Карта литофаций пачки 3
хамакинского горизонта Чаяндинского
нефтегазоконденсатного месторождения
Fig. 8. Lithofacies map of the unit 3
of the Khamakinsky horizon
of the Chayandinskoe oil and gas condensate
field
28
№ 1-2 февраль 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Рис. 9. Распределение коэффициентов пористости, проницаемости и минералогической плотности породных ассоциаций для сидементационных циклитов ХМ1 (а-е), ХМ2 (ж-и), ХМ2-2 (к-м) хамакинского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения
Fig. 9. Distribution of porosity, permeability, and matrix density coefficients of rock associations for sedimentological cyclites KhM1 (a-f), KhM2-1 (g-i), KhM2-2 (j-l) of the Khamakinsky horizon of the Chayandinskoe oil and gas condensate field
Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon Циклит XMj (фации флювиальной дельты) Cyclite KhMj (facies of fluvial delta)
Коэффициент пористости по воде, д. ед. Coefficient of porosity by water, unit fractions
а) a)
Í1A
Коэффициент пористости по воде, д. ед. Coefficient of porosity by water, unit fractions
г) d)
пгцю-г ланстч «и ПА
T гсгсчддл ТА Г Л
061 01 t 14 100 1000 Коэффициент проницаемости, мД Coefficient of permeabiLity, mD
б) b)
Ê и
1_J i 1
Коэффициент проницаемости, мД Coefficient of permeabiLity, mD
Dfi^îWHnïipiiinWetïA
та ПА
IS U V U i» î
Минералогическая плотность, г/см3 Matrix density, g/cm3
в) c)
fl
Я3Ш /ИЛ. 1 Граьданы ПА
щщ. \
д) e)
Минералогическая плотность, г/см3 Matrix density, g/cm3
е) f)
Циклит ХМ2 (фации приливной дельты) CycLite KhM2 l (facies of tidaL deLta )
OK4№Ur№JUT(4U ПА
песчии Я Л
LTrepPTlTWOBTTU ПА
0 001 U В 012 0.1« 0 J 021 021
Коэффициент пористости по воде, д. ед. Coefficient of porosity by water, unit fractions
ж) g)
ПС1ИМЯС1рвЙП1Л1 ПА
псосшмИА ^
Коэффициент проницаемости, мД Coefficient of permeabiLity, mD
•reuní [U
_.. у- [ НСЧ ÍdH>ÍAtpBlÉTÍUt ЛЛ.
/ алярз-глшвгЕ нпл
з) h)
Минералогическая плотность, г/см3 Matrix density, g/cm3
и) i)
Циклит ХМ2_2 (фации приливной дельты) CycLite KhM22 (facies of tidaL deLta )
Л/ jaectm huspa: ■хеш I Jt_
Коэффициент пористости по воде, д. ед. Coefficient of porosity by water, unit fractions
к) j)
Коэффициент проницаемости, мД Coefficient of permeability, mD
л) k)
y ПА
д- ВЕЛО! ч1Ы{ам1ДмПА
V-/4 / але»р
мявисг M Г1А
Минералогическая плотность, г/см3 Matrix density, g/cm3
м) l)
• Песчаная породная ассоциация Arenacaous rock association
• Алеврито-глинистая породная ассоциация ALeuroLite-argi LLaceous rock association
Песчано-алевролитовая породная ассоциация Sandy-aLeuritic rock association Гравийно-конгломератовая породная ассоциация Tophaceous-congLomeratic rock association
Гравийная породная ассоциация Tophaceous rock association Гравийно-песчаная породная ассоциация Gravel and sandy rock association
изменений, таких как регенерация, суль-фатизация, карбонатизация, а также слабое засолонение - до 10 %. Распределение фильтрационно-емкост-ных и петрофизических свойств для преимущественных ПА основных фаци-альных обстановок осадконакопления
отложений хамакинского горизонта представлено на рис. 9. Зафиксированы преимущественно невысокие значения Кпр по керну ПА циклита ХМ1, причиной чему является развитие вторичных процессов в алевро-гли-нистой и песчано-алевритовой ПА.
Высокая степень галитизации пес-чано-алевритовой ПА в циклите ХМ5 и карбонатизация алевро-глинистой ПА наглядно представлены на графиках дифференциальных распределений минералогической плотности (рис. 9), где наблюдается смещение экстремумов
ГЕОЛОГИЯ
в область ниже 2,6 и выше 2,72 г/см3 соответственно.
Более высокими коллекторскими свойствами отличается верхняя часть циклита ХМ2 (ХМ2-1) за счет меньшей степени галитизации и карбонатизации песчаников.
Изучение зависимости К от К . при
J пр пэф г
разделении данных по выделенным циклитам XMj, ХМ2-1, ХМ2-2, соответствующим основным выделенным фациям аллювиально-дельтового комплекса (флювиальной и приливной дельты), и ПА показало, что циклит ХМ1 характеризуется значительной неоднородностью. По образцам керна этого циклита отмечается значительное влияние галитизации на емкостные свойства всех выделенных ПА. При этом очевидно наличие двух групп образцов, соотношение Кпр = ДКпЭф) для которых соответствует ранее разработанным зависимостям для двух литотипов - алевролитов и галити-зированных разностей (рис. 10а). Анализ данных циклита ХМ2-1 (рис. 10б) показал, что возможно использование единой зависимости без разделения данных по породным ассоциациям. При этом выявленная зависимость расположена графически выше обобщенной, что соответствует ФЕС циклита ХМ2-1, повышенным в сравнении с ФЕС других частей пласта ХМ:
К = 1 515 498.К ,-3,84; КТС = 0,42;
пр пэф ' ' '
Пог = 10,2; N = 930. (3)
Для циклита ХМ2-2 отмечены разные
закономерности изменения К от ве-
г пр
личины эффективной пористости для песчано-алевритовой и песчаной ПА (рис. 11а и 11б):
• песчано-алевритовая и алевро-гли-нистая ПА: К = 1 472 299.К /Д2;
пр пэф
KTC = 0,22; N = 397, (4)
• песчаная ПА: К = 14 727 944.К /,73;
пр пэф '
KTC = 0,66; Пог = 5,3; N = 115. (5)
Талахский горизонт
Отложения талахского горизонта характеризуются преимущественно континентальным генезисом, что подтверждается региональными исследованиями разных авторов. Особенностью лито-логического состава пород талахского горизонта является наличие пелитовой фракции, характерной для ледниковых отложений. Крайне низкая окатанность
Циклит ХМ! хамакинского горизонта CycLite KhMj of the Khamakinsky horizon
Циклит ХМ2-1 хамакинского горизонта CycLite KhM2l of the Khamakinsky horizon
j Ф
ни mr но re
Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
Породные ассоциации: Rock associations:
• Песчаная Arenacaous
• Песчано-алевролитовая Sandy-aLeuroLitic
• Алевро-глинистая ALeuroLite-argiLLaceous
1 - галитизированные образцы: КПр = 71 691/Кпэф212; КТС = 0,41; Пог = 1,3; N = 21
haLitized sampLes: coefficient of permeabiLity = 71 691/ effective porosity factor 2.12; correLation ratio criteria = 0.41; inaccuracy = 1.3; N = 21
2 - алевролиты: КПр = 10 896/Кпэф2-403; КТС = 0,57; Пог = 1,0; N = 17 пр
aLeuroLites: coefficient of permeabiLity = 10 896/effective porosity factor 2.403; correLation ratio criteria = 0.57; inaccuracy = 1.0; N = 17
Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
» TpaBMMHO-necHaHafl
Gravel and sandy • KoHMOMepaTOBaa
Conglomeratic » rpaBMMHO-KOHMOMepaTOBaa Tophaceous-conglomeratic
1 - Knp = 1 515 498/Kn3i(-3-84); KTC = 0,42; nor = 10,2; N = 930 (XM2-1) "
Coefficient of permeability = 1 515 498/effective porosity factor (-3.84); correlation ratio criteria = 0.42; inaccuracy = 10.2; N = 930 (KhM2 J
2 - Knp = 430 000/Kn3$(-3 338); KTC = 0,37; nor = 26,2; N = 1636 (060614. XM) "
Coefficient of permeability = 430 000/effective porosity factor (-3.338); correlation ratio criteria = 0.37; inaccuracy = 26.2; N = 1636 (master curve of the KhM)
а) a) б) b)
Рис. 10. Зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента эффективной пористости для: а) циклита ХМ^ б) циклита ХМ2-1 хамакинского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (классификация по породным ассоциациям) Fig. 10. Dependence of the permeabiLity coefficient from the effective porosity coefficient for: a) the cycLite KhM1; b) the cycLite KhM2-1 of the Khamakinsky horizon of the Chayandinskoe oiL and gas condensate fieLd (cLassification by rock associations)
и сортировка зерен указывают на накопление и формирование отложений талахского горизонта вблизи источника сноса. Кроме того, об аридном типе климата свидетельствует высокая степень засолонения породы. Основной принцип осадконакопления заключается в заполнении более погруженных блоков фундамента и выравнивании рельефа [5, 6, 8, 11]. Источником зерен нижней части талахского горизонта являются породы коры выветривания фундамента, мобилизованные в процессе движения ледника флювиогля-циальными потоками. В разрезе талахского горизонта Чаяндинского НГКМ выделено три седи-ментационных циклита, распространенность которых меняется по площади. Наиболее полные разрезы, где просле-
живаются все три циклита, характерны для южной части месторождения. К северо-западу стратиграфический объем талахского горизонта сокращается за счет отсутствия в разрезе нижнего циклита [5, 6, 8, 11]. Для верхней пачки ТЛ1, сформированной в условиях аллювиально-дельтовой равнины, характерны более тонкозернистые отложения относительно нижней части горизонта. На большей части территории распространены песчаные и песчано-алевритовые литофации, конгломератовая составляющая отсутствует (рис. 12). Формирование второй пачки ТЛ2 происходило преимущественно в фациальных условиях временных русел. На керне, отобранном из этой части горизонта, отмечено присутствие косослоистых
30
№ 1-2 февраль 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
XI международная конференция
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ И СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
21-25 ОКТЯБРЯ 2019 Г. Г. НИЖНИМ НОВГОРОД
организаторы: ТЕРРИТОРИЯ
ТеЛ/ФАКС: +7 (495} 240-54-57. +7 (915) 355-99-91
Е-маи_: [email protected]
www.NeFreGas.iNFo
ГЕОЛОГИЯ
Циклит ХМ2-2 хамакинского горизонта Cyclite KhM2 2 of the Khamakinsky horizon
Песчано-алевритовая и алеврито-глинистая породные ассоциации Песчаная породная ассоциация
Sandy-aleuritic and aleurite-argillaceous rock associations Arenacaous rock association
Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capillarimetry, unit fractions
Породные ассоциации: Rock associations: Песчаная Arenacaous Песчано-алевритовая Sandy-aleurolitic • Алевро-глинистая Aleurolite-argillaceous
0.01 —1-
О 004 0.08 012 0 16 0-2 0.24
Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед.
Effective porosity by capillarimetry, unit fractions
<• Гравийно-песчаная Gravel and sandy Конгломератовая Conglomeratic Гравийно-конгломератовая Tophaceous-conglomeratic
1 - обобщ. ХМ: Кпр = 430 000/Кпэф(-3-338); КТС = 0,37; Пог = 26,2; N = 1636^ master curve of the KhM: Coefficient
of permeability = 430 000/effective porosity factor (-3.338); correlation ratio criteria = 0.37; inaccuracy = 26.2; N = 1636
2 - песчано-алевритовая и алеврито-глинистая породные ассоциации:
Кпр = 1 427 299/Кпэф(-4-12); КТС = 0,22; N = 397 sandy-aleurolitic and aleurolite-argillaceous rock associations: Coefficient of permeability = 1 427 299/effective porosity factor (-4.12); correlation ratio criteria = 0.22; N = 397
1 - обобщ. ХМ: Кпр = 430 000/Кпэф(-3-338); КТС = 0,37; Пог = 26,2; N = 1636
master curve of the KhM: coefficient
of permeability = 430 000/effective porosity factor (-3.338); correlation ratio criteria = 0.37; inaccuracy = 26.2; N = 1636
2 - песчано-алевритовая и алеврито-глинистая породные ассоциации: Кпр = 1 427 299/Кпэф(-412); КТС = 0,22; N = 397 sandy-aleurolitic and aleurolite-argillaceous rock associations: coefficient of permeability = 1 427 299/effective porosity factor (-4.12); correlation ratio criteria = 0.22; N = 397
3 - песчаная породная ассоциация: Кпр = 14 727 944/Кпэф(-4,73); КТС = 0,66; Пог = 5,3; N = 115
arenacaous rock association: coefficient
of permeability = 14 727 944/effective porosity factor (-4.73);
correlation ratio criteria = 0.66; inaccuracy = 5.3; N = 115
а) a) б) b)
Рис. 11. Зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента эффективной пористости для: а) песчано-алевритовой и алеврито-глинистой породных ассоциаций, б) песчаной породной ассоциации циклита ХМ2-2 хамакинского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения
Fig. 11. Dependence of the permeability coefficient from the effective porosity coefficient for: a) the sandy-aleuritic and aleurite-argillaceous rock associations, b) the arenacaous rock association of the cyclite KhM2-2 of the Khamakinsky horizon of the Chayandinskoe oil and gas condensate field
текстур, характерных для потоковых литофаций. Развиты преимущественно песчаная и алевро-песчаная ПА, в подошвенной части присутствует также гравийно-песчаная ПА. Верхняя часть разреза представлена в основном песчаной ПА (рис. 13).
Песчаная ПА сложена песчаниками от крупно- до мелкозернистых, гравелити-стыми, с редкими прослоями гравелитов песчанистых и линзами аргиллитов и алевролитов. Развиты косослоис-тые текстуры, прерывисто слоистые, а также пятнистые за счет вторичной
цементации, отмечено также наличие текстур взмучивания, оползания, промыва слойков [11].
В минеральном составе обломочной части преобладает кварц (до 75 %), количество зерен полевых шпатов составляет 5-10 %. Содержание обломков кремнистых пород размером 0,2-0,8 мм не превышает 4-5 %, как и содержание слюд. Акцессорные минералы представлены единичными зернами монацита, циркона, рутила и турмалина. Зерна монацита часто образуют в породе микропрослои толщиной до 0,3 мм. В верхней
Условные обозначения Legend
Изогипсы кровли пласта-коллектора, м Hypsometric curves of the reservoir, m Тектонические нарушения Tectonic deformations Предполагаемая граница выклинивания пласта-коллектора Estimated boundary of reservoir ^J Границы Чаяндинского лицензионного участка (ПАО «Газпром», ЯКУ 15949 НЭ) Boundaries of the Chayandinsky License block (Gazprom PJSC, YaKU 15949 NE)
Результаты испытания скважин: Results of the well testing: 6 Qr более 40 тыс. м3/сут
Qr more than 40 thousand m3/day О Qr менее 40 тыс. м3/сут
Qr less than 40 thousand m3/day О Сухой
Dry • Нефть Oil
He испытана Not tested
Литофации, области преимущественного распространения породных ассоциаций: Lithofacies, primary distribution areas of rock associations: Гравийная Tophaceous н Гравийно-песчаная Gravel and sandy Песчаная Arenacaous м Песчано-алевритовая
Sandy-aleurolitic в Алеврито-глинистая Aleurolite-argillaceous
Рис. 12. Карта литофаций пачки 1 талахского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения Fig. 12. Lithofacies map of the unit 1 of the Talakhsky horizon of the Chayandinskoe oil and gas condensate field
32
№ 1-2 февраль 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
части разреза отмечается большое количество вторичных изменений, связанных с развитием процессов выщелачивания зерен кварца и калиевых полевых шпатов (КПШ), а также ростом аутигенных глинистых минералов. Отмечается развитие регенерации и сульфатизации. Содержание регенерационного цемента достигает 25 % от объема порового пространства [11].
Нижняя пачка ТЛ3 сложена в основном фациями аллювиального конуса обломочных потоков (флювиальные осадки) и представлена главным образом кон-гломератовой и песчано-гравийной ПА (рис. 14).
Песчано-гравийная ПА представлена чередованием гравелитов, песчаников разнозернистых, гравелитистых с единичными прослоями песчаников разнозернистых и тонкими прослоями аргиллитов алевритистых. Толщина прослоев колеблется от 1 до 15 см. Развиты косослоистая, горизонтальнослоистая, прерывистослоистая, пятнистая текстуры за счет неравномерной цементации, взмучивания, оползания осадка. Встречаются глинистые прослои и единичные крупные обломки. По минеральному составу преобладает кварц - до 60-65 %, КПШ - до 15 %. Выделяются отдельные прослои, где резко, до 35 %, увеличивается количество сульфатов, а значения засолонения достигают 50 % от объема пустотного пространства. Конгломератовая ПА сложена в основном конгломератами, с прослоями гравелитов песчанистых, редкими прослоями песчаников разнозернистых и тонкими, до 2 см, прослоями и линзами аргиллитов. Конгломератовая ПА характеризуется в основном массивными текстурами, реже косо- и неяснос-лоистыми. Крайне низкая окатанность и отсортированность зерен указывает на накопление и формирование этих пластов вблизи источников сноса. Минеральный состав обломочной части представлен кварцем в количестве 40-75 % объема породы, КПШ в количестве до 15-20 % объема породы, обломками кислых магматических пород размерами 0,7-30 мм (10-15 % объема породы) [11]. Отмечено широкое развитие аутигенного минералообразования, такого как регенерация зерен кварца,
Условные обозначения Legend
Изогипсы кровли пласта-коллектора, м Hypsometric curves of the reservoir, m Тектонические нарушения Tectonic deformations у- Предполагаемая граница выклинивания пласта-коллектора Estimated boundary of reservoir fj Границы Чаяндинского лицензионного участка (ПАО «Газпром», ЯКУ 15949 НЭ) Boundaries of the Chayandinsky License block (Gazprom PJSC, YaKU 15949 NE)
Результаты испытания скважин: Results of the well testing: Ф Qr более 40 тыс. м3/сут
Qr more than 40 thousand m3/day О Qr менее 40 тыс. м3/сут
Q less than 40 thousand m3/day О Сухой
Dry • Нефть Oil
О He испытана Not tested
Литофации, области преимущественного распространения породных ассоциаций: Lithofacies, primary distribution areas of rock associations:
■ Конгломератовая Conglomeratic
ш Гравий но-конгломератовая Top haceo us-conglomeratic ш Гравийно-песчаная
Graveland sandy Ш Песчаная Arenacaous
■ Песчано-алевритовая Sandy-aleurolitic
Ш Алеврито-глинистая Aleurolite-argillaceous Зона отсутствия пласта Reservoir-free zone
Условные обозначения Legend
Изогипсы кровли пласта-коллектора, м Hypsometric curves of the reservoir, m Тектонические нарушения Tectonic deformations Предполагаемая граница выклинивания пласта-коллектора Estimated boundary of reservoir Границы Чаяндинского лицензионного участка (ПАО «Газпром», ЯКУ 15949 НЭ) Boundaries of the Chayandinsky license block (Gazprom PJSC, YaKU 15949 NE)
Результаты испытания скважин:
Results of the well testing:
Qr более 40 тыс. м3/сут
Qr more than 40 thousand m3/day
Qr менее 40 тыс. м3/сут
Q less than 40 thousand m3/day
Сухой
Dry
Нефть
Oil
Не испытана Not tested
Литофации, области преимущественного
распространения породных ассоциаций:
Lithofacies, primary distribution areas
of rock associations:
Конгломератовая
CongLomeratic
Гравийно-конгломератовая
Tophaceous-congLomeratic
Гравийно-песчаная
GraveL and sandy
Песчаная
Arenacaous
Песчано-алевритовая
Sandy-aLeuroLitic
Песчано-алеврито-глинистая
Sandy-aLeuroLite-argiLLaceous
Алеврито-глинистая
ALeuroLite-argiLLaceous
Зона отсутствия пласта
Reservoir-free zone
Рис. 13. Карта литофаций пачки 2 талахского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения Fig. 13. Lithofacies map of the unit 2 of the TaLakhsky horizon of the Chayandinskoe oiL and gas condensate fieLd
Рис. 14. Карта литофаций пачки 3 талахского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения Fig. 14. Lithofacies map of the unit 3 of the TaLakhsky horizon of the Chayandinskoe oiL and gas condensate fieLd
ГЕОЛОГИЯ
Коэффициент пористости по воде, д. ед. Coefficient of porosity by water, unit fractions
a) a)
Коэффициент пористости по воде, д. ед. Coefficient of porosity by water, unit fractions
г) d)
Коэффициент пористости по воде, д. ед. Coefficient of porosity by water, unit fractions
ж) g)
Коэффициент пористости по воде, д. ед. Coefficient of porosity by water, unit fractions
к) j)
Коэффициент пористости по воде, д. ед.
Coefficient of porosity by water, unit fractions н) m)
Коэффициент пористости по воде, д. ед. Coefficient of porosity by water, unit fractions
р) p)
— Песчаная породная ассоциация Arenacaous rock association
— Алеврито-глинистая породная ассоциация ALeuroLite-argiLLaceous rock association
Талахский горизонт TaLakhsky horizon Верхняя пачка талахского горизонта ТЛ. Top bench of the TaLakhsky horizon TL.
Коэффициент проницаемости, мД Coefficient of permeability, mD
Коэффициент проницаемости, мД Coefficient of permeabiLity, mD
д) e)
Средняя пачка талахского горизонта ТЛ2 Middle bench of the TaLakhsky horizon TL2
Коэффициент проницаемости, мД Coefficient of permeabiLity, mD
Коэффициент проницаемости, мД Coefficient of permeabiLity, mD
л) k)
Нижняя пачка талахского горизонта ТЛ3 Bottom bench of the TaLakhsky horizon TL3
OJ jr___L-
Коэффициент проницаемости, мД Coefficient of permeability, mD
о) n)
ifJtitfOK-rtivl
(^ШЙЙ-КМ.ШфИФШ Ш
Коэффициент проницаемости, мД Coefficient of permeabiLity, mD
с) q)
Песчано-алевролитовая породная ассоциация Sandy-aLeuritic rock association Гравийно-конгломератовая породная ассоциация Tophaceous-congLomeratic rock association
Минералогическая плотность, г/см3 Matrix density, g/cm3
Минералогическая плотность, г/см3 Matrix density, g/cm3
е) f)
j em
Минералогическая плотность, г/см3 Matrix density, g/cm3
и) i)
J- j~tX T^irt*? кашукчмратсваа ПЛ
Минералогическая плотность, г/см3 Matrix density, g/cm3
м) l)
Минералогическая плотность, г/см3 Matrix density, g/cm3
п) o)
A J
Минералогическая плотность, г/см3 Matrix density, g/cm3
т) r)
Гравийно-песчаная породная ассоциация Gravel and sandy rock association Конгломератовая породная ассоциация Conglomeratic rock association
Рис. 15. Распределение коэффициентов пористости, проницаемости и минералогической плотности породных ассоциаций для сидементационных циклитов ТЛ1 (а-е), ТЛ2 (ж-м) и ТЛ3 (н-т) талахского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения
Fig. 15. Distribution of porosity, permeabiLity, and matrix density coefficients of rock associations for sedimentoLogicaL cycLites TL1 (a-f), TL2 (g-L), TL3 (m-r) of the TaLakhsky horizon of the Chayandinskoe oiL and gas condensate fieLd
КЛЮЧЕВОЕ СОБЫТИЕ ОТРАСЛИ
в центре внимания, в центре Москвы
19-я международная выставка
НАЦИОНАЛЬНЫЙ
НЕФТЕГАЗОВЫЙ НЕФТЕГАЗ- 2019 ФОРУМ /Ж": ГЯ1
15-18 апреля 2019
16-17 апреля 2019
Москва, ЦВК «Экспоцентр»
Москва, ЦВК «Экспоцентр»
www.oilandgasforum.ru
www.neftegaz-expo.ru
МИНПРОМТОРГ . РОССИИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ф
гь
/Mi/t/
Российское
Общество
е
ЭКСПОЦЕНТР
▼ V МЕЖДУНАРОДНЫЕ ВЫСТАВКИ И КОНГРЕССЫ ж
СОЮЗ
НЕФТЕГАЗОПРОМЫШ ЛЕННИКОВ РОССИИ
ГЕОЛОГИЯ
<ин o.os а и o te 0.2
Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiUarimetry, unit fractions
Породные ассоциации:
Rock associations:
Песчаная
Arenacaous
Песчано-алевритовая
Sandy-aLeuroLitic
Алевро-глинистая
ALeuroLite-argiLLaceous
Гравийно-песчаная
GraveL and sandy
Конгломератовая
CongLomeratic
Гравийно-конгломератовая
Tophaceous-congLomeratic
Knp - 320 259/Knit(-u2); KTC - 0,19; nor - 5,5; N - 1732 Coefficient of permeability - 320 259/effective porosity factor (-3.82); correlation ratio criteria - 0.19; inaccuracy - 5.5; N - 1732
Рис. 16. Зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента эффективной пористости для талахского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения Fig. 16. Dependence of the permeabiLity coefficient from the effective porosity coefficient for the TaLakhsky horizon of the Chayandinskoe oiL and gas condensate fieLd
сульфатизация, карбонатизация, а также интенсивное засолонение - до 70 % от объема пустотного пространства. Для пород конгломератовой ПА характерны аномальные значения радиоактивности, что связано с наличием зерен монацита. В целом для отложений нижнего цикли-та характерны достаточно низкие значения ФЕС, что обусловлено интенсивным развитием в пустотном пространстве аутигенного минералообразования. Распределение фильтрационно-емкост-ных и петрофизических свойств для преимущественных ПА основных фа-циальных обстановок осадконакопле-ния отложений талахского горизонта представлены на рис. 15.
Циклит ТЛ: талахского горизонта CycLite TL: of the TaLakhsky horizon
Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
Кпр - 320 259/Кпэф(-3'82); КТС - 0,19; Пог - 5,5; N - 1732 Coefficient of permeabiLity - 320 259/effective porosity factor (-3.82); correLation ratio criteria - 0.19; inaccuracy - 5.5; N - 1732
а) a)
Песчаная породная ассоциация Arenacaous rock association
10 000 8000 6000 4000 2000 1000 800 600 400 200 100 80 60
0.06 0.04 0.02 0.01
• • и
-A. k
щ ' í ,'ï,
UL
0,04 0.0S 0 12 016
Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
1 - песчаная породная ассоциация
Кпр - 235 293/Кпэф(-3-49); КТС - 0; Пог - 4,1; N - 150 Arenacaous rock association: coefficient of permeabiLity - 235 293/effective porosity factor (-3.49); correLation ratio criteria - 0; inaccuracy - 4.1; N - 150
2 - Кпр - 320 259/Кпэф(-3-82); КТС - 0,19; Пог - 5,5; N - 1732
Coefficient of permeabiLity - 320 259/effective porosity factor (-3.82); correLation ratio criteria - 0.19; inaccuracy - 5.5; N - 1732
в) c)
Песчано-алевритовая породная ассоциация Sandy-aLeuritic rock association
10 ООО
Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
Кпр - 320 259/Кпэф(_3'82); КТС - 0,19; Пог - 5,5; N - 1732 Coefficient of permeabiLity - 320 259/effective porosity factor (-3.82); correLation ratio criteria - 0.19; inaccuracy - 5.5; N - 1732
б) b)
Алевро-глинистая породная ассоциация ALeuroLite-argiLLaceous rock association 10 000
0.32 0 16 02
Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
Кпр - 320 259/Кпэф(-3-82); КТС - 0,19; Пог - 5,5; N - 1732 Coefficient of permeabiLity - 320 259/effective porosity factor (-3.82); correLation ratio criteria - 0.19; inaccuracy - 5.5; N - 1732
Породные ассоциации:
Rock associations:
Песчаная
Arenacaous
Песчано-алевритовая
Sandy-aLeuroLitic
Алевро-глинистая
ALeuroLite-argiLLaceous
г) d)
Гравийно-песчаная
GraveL and sandy
Конгломератовая
CongLomeratic
Гравийно-конгломератовая
Tophaceous-congLomeratic
Рис. 17. Зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента эффективной пористости для циклита ТЛ1 (фация аллювиально-дельтовой равнины) талахского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения:
а) обобщенная; б) для песчано-алевритовой породной ассоциации; в) для песчаной породной ассоциации; г) для алевро-глинистой породной ассоциации
Fig. 17. Dependence of the permeabiLity coefficient from the effective porosity coefficient for the cycLite TLt (environment of the aLLuviaL-deLta fLat Land) of the TaLakhsky horizon of the Chayandinskoe oiL and gas condensate fieLd:
а) master curve; b) for the sandy-aLLeuritic rock association; c) for the arenacaous rock association; d) for the aLLeurite-argiLLeous rock association
36
№ 1-2 февраль 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
Анализ зависимости К = /(К .) для
пр J ^ пэф' "
талахского горизонта Чаяндинского НГКМ показал, что данная зависимость по общим данным имеет низкие статистические оценки (рис. 16): К = 320 259/К ф(-3,82); KTC = 0,19;
пр ' пэф
Пог = 5,5; N = 1732. (6) Для уточнения зависимости был проведен анализ данных по циклитам, соответствующим основным фациальным обстановкам и породным ассоциациям. Данные для циклита ТЛ1 отражают высокие ФЕС аллювиально-дельтовой равнины и соответствуют обобщенной зависимости (рис. 17а). Разделение данных по основным ПА, слагающим циклит, показало, что в целом они также соответствуют обобщенной зависимости (рис. 17б и 17г). При этом область со средними значениями Кпэф и низкими значениями Кпр очевидно характеризуется дополнительным признаком, вероятно, являющимся комплексом карбонатности и неоднородности отложений. Зависимость для песчаной ПА (рис. 17в) отражает наиболее высокие ФЕС этой ассоциации:
• песчаная ПА: К = 235 293.К J",49;
пр пэф '
KTC = 0; Пог = 4,1; N = 150. (7) Обобщенные данные для циклита ТЛ2, сформированного в фациальных условиях временных русел, также соответствуют общей зависимости для талахского горизонта (рис. 18а), однако дифференциация по ПА показала возможность разделения областей с высокими и низкими ФЕС, соответствующими выделенным ПА. Для конгломератовой ПА циклита ТЛ2 отмечены наиболее высокие ФЕС и лучшие корреляционные характеристики зависимости Кпр = /(Кпэф), что отражает наименьшее влияние вторичных процессов на ФЕС в этой породной ассоциации (рис. 18б):
• конгломератовая ПА: Кп = 174 927. К ф-3,28; KTC = 0,37; Пог = 3,2; N = 86. (8)
пэф ' ' ' ' ' * '
Гравийно-конгломератовая ПА отличается, напротив, пониженными ФЕС (рис. 18в), зависимость располагается ниже, чем обобщенная:
• гравийно-конгломератовая ПА: К = 11 814.К "2,6; KTC = 0,2; Пог = 1,7;
пр пэф
N = 103. (9)
Гравийно-песчаная ПА отличается существенной неоднозначностью
Циклит ТЛ2 талахского горизонта Cyclite TL2 of the Talakhsky horizon
Конгломератовая породная ассоциация Conglomeratic rock association
Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
Кпр = 320 259/Кпэф™; КТС = 0,19; Пог = 5,5; N= 1732 пэ
Coefficient of permeabiLity = 320 259/ effective porosity factor (-3.82); correLation ratio criteria = 0.19; inaccuracy = 5.5; N = 1732
а) a)
Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
1 - конгломератовая породовая ассоциация:
Кпр = 174 927/Кпэф(-3-28); КТС = 0,37; Пог = 3,2; N = 86 CongLomeratic rock association: coefficient of permeabiLity = 174 927/effective porosity factor (-3.28); correLation ratio criteria = 0.37; inaccuracy = 3.2; N = 86
2 - обобщ. Кпр = 320 259/Кпэф(-3-82); КТС = 0,19; Пог = 5,5; N = 1732 Master curve: coefficient of permeabiLity = 320 259/effective porosity factor (-3.82); correLation ratio criteria = 0.19; inaccuracy = 5.5; N = 1732
б) b)
Гравийно-конгломератовая породная ассоциация Tophaceous-conglomeratic rock association 10000
Гравийно-песчаная породная ассоциация Gravel and sand rock association
Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
1 - обобщ.: Кпр = 320 259/Кпэф(-3-82); КТС = 0,19; Пог = 5,5; N = 1732 Master curve: coefficient of permeabiLity = 320 259/effective porosity factor (-3.82); correLation ratio criteria = 0.19; inaccuracy = 5.5; N = 1732
2 - гравийно-конгломератовая породовая ассоциация: Кпр = 11 814/Кпэф(-2-6); КТС = 0,2; Пог = 1,7; N = 103 tophaceous-congLomeratic rock association: coefficient of permeability = 11 814/effective porosity factor (-2.6); correlation ratio criteria = 0.2; inaccuracy = 1.7; N = 103
B)C)
0 0.04 0.0« 0.12 0-16 0.2 0.24 Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
Кпр = 320 259/Кпэф(-3-82); КТС = 0,19; Пог = 5,5; N = 1732 Coefficient of permeabiLity = 320 259/effective porosity factor (-3.82); correLation ratio criteria = 0.19; inaccuracy = 5.5; N = 1732
г) d)
Гравийно-песчаная GraveL and sandy • Конгломератовая CongLomeratic Гравийно-конгломератовая Tophaceous-congLomeratic
Породные ассоциации:
Rock associations:
Песчаная
Arenacaous
Песчано-алевритовая
Sandy-aleurolitic
Алевро-глинистая
Aleurolite-argillaceous
Рис. 18. Зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента эффективной пористости для циклита ТЛ2 (фация временных русел) талахского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения:
а) обобщенная; б) для конгломератовой породовой ассоциации; в) для гравийно-конгломератовой породовой ассоциации; г) для гравийно-песчаной породовой ассоциации Fig. 18. Dependence of the permeabiLity coefficient from the effective porosity coefficient for the cycLite TL2 (facies of temporary beds) of the TaLakhsky horizon of the Chayandinskoe oiL and gas condensate fieLd:
а) master curve; b) for the congLomeratic rock association; c) for the tophaceous-congLomeratic rock association; d) for the graveL and sandy rock association
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 1-2 February 2019
37
ГЕОЛОГИЯ
ЦиклитТЛ3 талахского горизонта CycLite TL3 of the TaLakhsky horizon
Конгломератовая и гравийно-песчаная
породные ассоциации Conglomeratic and gravel and sand rock associations
!000
0.01
0 O.CM 0,08 012 016 0,2 024
Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
1 - обобщ.: Кпр - 320 259/Кпэф™; КТС - 0,19; Пог - 5,5; N - 1732
Master curve: coefficient of permeabiLity - 320 259/ effective porosity factor (-3.82); correLation ratio criteria - 0.19; inaccuracy - 5.5; N - 1732
2 - ТЛ3: Кпр - 59 978/Кпэф(-3-36); КТС - 0,02; Пог - 1,8; N - 148 пр
TL3: coefficient of permeabiLity - 59 978/effective porosity factor (-3.36); correLation ratio criteria - 0.02; inaccuracy - 1.8; N - 148
а) a)
Гравийно-конгломератовая и алевро-песчаная
породные ассоциации Tophaceous-congLomeratic and aLeuroLite-sandy rock associations
0.01
0 004 0 08 0 12 0.16 0.2 0.24 Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
1 - обобщ.: Кпр - 320 259/Кпэф(_3'82); КТС - 0,19; Пог - 5,5; N - 1732
Master curve: coefficient of permeabiLity - 320 259/ effective porosity factor (-3.82); correLation ratio criteria - 0.19; inaccuracy - 5.5; N - 1732
2 - ТЛ3: Кп = 59 978/Кпэ
; КТС = 0,02; Пог = 1,8;
N - 148
TL3: coefficient of permeability - 59 978/effective porosity factor (-3.36); correlation ratio criteria - 0.02; inaccuracy - 1.8; N - 148
б) b)
j Ф
I E но re
Пог - 5,5; N - 1732
Master curve: coefficient of permeabiLity - 320 259/ effective porosity factor (-3.82); correLation ratio criteria - 0.19; inaccuracy - 5.5; N - 1732 2 - гравийно-конгломератовая породовая
ассоциация: Кпр - 986 559/Кпэф(-4-67); КТС - 0; Пог - 1,2;
N - 69 пр пэф
tophaceous-congLomeratic rock association: coefficient of permeabiLity - 986 559/effective porosity factor (-4.67); correLation ratio criteria - 0; inaccuracy - 1.2; N - 69
0.04 0.0S 0.12 0.16
Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
Породные ассоциации: Rock associations: Песчаная Arenacaous Песчано-алевритовая Sandy-aLeuroLitic
в) c)
1 Гравийно-песчаная
GraveL and sandy , Конгломератовая CongLomeratic Гравийно-конгломератовая
Алевро-глинистая ALeuroLite-argiLLaceous Tophaceous-congLomeratic
Рис. 19. Зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента эффективной пористости для циклита ТЛ3 (фация аллювиального конуса временных потоков) талахского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения:
а) обобщенная; б) для конгломератовой породовой ассоциации; в) для гравийно-конгломератовой и алевро-песчаной породовых ассоциаций
Fig. 19. Dependence of the permeabiLity coefficient from the effective porosity coefficient for the cycLite TL3 (facie of the fan-taLus of temporary fLows) of the TaLakhsky horizon of the Chayandinskoe oiL and gas condensate fieLd:
а) master curve; b) for the congLomeratic rock association; c) for the tophaceous-congLomeratic rock association; d) for the graveL and sandy rock association
величин К при изменении К
пр г пэф
(рис. 18г) и в целом соответствует обобщенной зависимости. Для нижнего седиментационного циклита ТЛ3 (фация аллювиального конуса временных потоков) отмечаются наиболее низкие ФЕС при достаточно большой неоднородности отложений (рис. 19а), что отражается в низком уровне корреляции полученной зависимости:
• К = 59 978.К ,-3,36; КТС = 0,02; Пог =
пр пэф
1,8; N = 148. (10)
Градация данных по ПА показала, что для конгломератовой и гравийно-песча-ной ПА возможно использование обобщенной зависимости для талахского горизонта (рис. 19б). Зависимость для гравийно-конгломера-товой и алевро-песчаной ПА отражает низкие ФЕС и неоднородность этих ассоциаций в циклите ТЛ3 (рис. 19в):
• гравийно-конгломератовая и алев-986 559.К ,4,67;
пэф '
69. (11)
ро-песчаная ПА: Кп KTC = 0; Пог = 1,2; N--
ВЫВОДЫ
По результатам изучения основных фа-циальных обстановок формирования продуктивных горизонтов Чаяндин-ского НГКМ был выявлен ряд закономерностей изменения коллекторских, петрофизических, добычных свойств пластов в зависимости от фациальных условий их формирования. В качестве примера уточнения зависимостей между ФЕС по результатам литофаци-ального районирования рассмотрены зависимости коэффициента проницаемости Кпр от коэффициента эффективной пористости Кпэф, преимущество применения которых относительно зависимостей Кпр = ДКпэф) для вендских отложений Чаяндинского НГКМ обосновано высокими коэффициентами корреляции [4].
Выявлены следующие основные особенности ФЕС и зависимостей между ними для основных фациальных об-становок формирования продуктивных пластов Чаяндинского НГКМ: 1) в ботуобинском горизонте высокими ФЕС отличаются породные ассоциации, сформированные в условиях баровых тел. Отложения мелководного шельфа характеризуются ухудшенными ФЕС
(-3,36)
1 - обобщ.: К = 320 259/К 4™; КТС = 0,19
38
№ 1-2 февраль 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
MIOGE -ufi Moscow
Approved Event
16-я Международная выставка нефтегазового оборудования и технологий
РОССИИСКИИ НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОНГРЕСС / RPGC
mioge.ru
участника
стран
17 575 55
мероприятий
посетителей
деловой
программы
НЕФТЬ И ГАЗ/ MIOGE
23-26 апреля 2019
Москва • Крокус Экспо
Организатор
ITE Москва +7 (459) 750 0828 [email protected]
ГЕОЛОГИЯ
за счет развития карбонатизированных и галитизированных разностей. Следовательно, заложение кустов эксплуатационных скважин более эффективно в области распространения барового тела;
2) для основных условий осадконакоп-ления ботуобинского горизонта (барового тела и мелководного шельфа) получены различающиеся зависимости Кпр = ДКпэф), рекомендованные к практическому применению с учетом разработанной схемы распространения основных фаций;
3) в отложениях хамакинского горизонта выделено три циклита: ХМ^ сформированный в фациальных условиях дистрибутивного русла и отличающийся наличием гравелитов и грубозернистых песчаников, и ХМ2-1 и ХМ2-2, сформированные в условиях приливной гряды, с отмеченным периодическим воздействием приливов, речных течений и преимущественным развитием песчаной, песчано-алевритовой и алевро-глинис-той ПА;
4) для верхнего циклита хамакинского горизонта ХМа, характеризующегося значительной неоднородностью, зависимость Кпр = ДКпэф) разделяется на две, соответствующие ранее разработанным для литотипов алевролитов и галитизированных разностей;
5) верхняя часть циклита ХМ2 (ХМ2-1) отличается более высокими коллек-торскими свойствами за счет меньшей степени галитизации и карбонатизации песчаников, что делает целесообразным проведение горизонтальных стволов эксплуатационных скважин в этой части горизонта;
6) зависимость Кпр = ДКпэф) для породных ассоциаций циклита ХМ2-1 расположена графически выше обобщенной для хамакинского горизонта, что отражает повышенные ФЕС циклита ХМ2-1 по сравнению с другими частями пласта ХМ;
7) для циклита ХМ2-2 отмечены разные закономерности изменения К от К .
г пр пэф
для песчано-алевритовой и песчаной ПА, располагающиеся соответственно выше и ниже обобщенной зависимости;
8) наиболее хорошими ФЕС талахского горизонта отличаются песчаные, гра-вийно-песчаные и песчано-алеврито-вые ПА верхней пачки (ТЛ^, сложенной фациями аллювиально-дельтовой равнины, отличительной чертой которой относительно нижних циклитов являются более тонкозернистые отложения и отсутствие в составе пород конгломе-ратовой составляющей. Соответственно, заложение горизонтальных стволов эксплуатационных скважин наиболее эффективно в этой части продуктивного пласта;
9) данные Кпр = ДКпэф) для основных ПА циклита ТЛ5 отражают высокие ФЕС аллювиально-дельтовой равнины и в основном соответствуют обобщенной зависимости для талахского горизонта. Исключение составляет зависимость для песчаной ПА, отражающая наиболее высокие ФЕС этой ассоциации;
10) формирование второй пачки ТЛ2 происходило преимущественно в фациальных условиях временных русел, поэтому наилучшими ФЕС отличается конгломератовая ПА. Для всех ПА второго циклита характерно наличие существенной доли галитизированных разностей;
11) отмечена возможность разделения зависимостей Кпр = ДКпэф) для основных ассоциаций, слагающих циклит ТЛ2. Для конгломератовой ПА циклита ТЛ2 данная зависимость располагается выше обобщенной, что отражает улучшенные ФЕС и наименьшее влияние вторичных процессов в этой породной ассоциации. Гравийно-конгломератовая ПА отличается, напротив, пониженными ФЕС, зависимость Кп =ДКпэф) располагается ниже, чем обобщенная;
12) нижний циклит талахского горизонта (ТЛ3), сформированный в фациальных условиях аллювиального конуса временных потоков, отличается в целом низкими значениями проницаемости, существенной карбонатизацией песчаной ПА и галитизацией песчано-алеври-товой ПА. Заложение горизонтальных стволов эксплуатационных скважин в этой части продуктивного пласта представляется малоэффективным;
13) достаточно большая неоднородность отложений нижнего седимен-тационного циклита ТЛ3 отражается в низкой корреляционной характеристике полученной зависимости. Для конгломератовой и гравийно-песчаной ПА возможно использование обобщенной зависимости для талахского горизонта. Зависимость для гравийно-кон-гломератовой и алевро-песчаной ПА отражает низкие ФЕС и неоднородность этих ассоциаций в циклите ТЛ3;
14) в поле данных Кпр = ДКпэф) для хамакинского и талахского горизонтов остается достаточно обширная область значений с низкими Кпр и средними значениями Кпэф, которую не охватывают разработанные зависимости. Вероятно, это область неоднородных разностей, установление зависимости для которой требует градации по неоднородности керновых данных, а также разработки алгоритмов выделения этих разностей в разрезах скважин по ГИС.
В целом исследование доказало, что учет влияния условий осадконакопле-ния на ФЕС на основе литолого-фаци-ального районирования месторождения является одним из эффективных путей уточнения зависимостей ФЕС для вендских отложений. Взаимосвязь распространения фаций и зон повышенной продуктивности отложений свидетельствует о важности геометризации зон различной фациальной принадлежности для целей разработки месторождения.
Литература:
1. Рыжов А.Е. Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. 2013. № 1 (12). С. 145-160.
2. Рыжов А.Е., Савченко Н.В., Перунова Т.А., Орлов Д.М. Влияние особенностей строения порового пространства коллекторов Чаяндинского НГКМ на их фильтрационные характеристики // Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения (WGRR 2010): тез. докл. II Междунар. науч.-практ. конф. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. С. 62.
3. Поляков Е.Е., Пылев Е.А., Чурикова И.В. и др. Продуктивность сложнопостроенных терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения в зависимости от литолого-петрофизических свойств и геолого-технических условий вскрытия отложений // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 12. С. 22-32.
40
№ 1-2 февраль 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
4. Поляков Е.Е., Чурикова И.В., Пылев Е.А. и др. Проблемы определения коэффициента проницаемости по геофизическим исследованиям скважин для сложнопостроенных коллекторов вендского возраста Чаяндинского месторождения на этапе эксплуатационного бурения // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 10. С. 30-41.
5. Скоробогатов В.А. Енисей-Ленская мегапровинция: формирование, размещение и прогнозирование месторождений углеводородов // Геология нефти и газа. 2017. № 3. С. 3-17.
6. Поляков Е.Е., Ивченко О.В., Семенова К.М. и др. Решение научных проблем при подсчете запасов углеводородов Чаяндинского нефтегазоконден-сатного месторождения (ЧНГКМ) ПАО «Газпром» // Вести газовой науки: науч.-техн. сборник. 2017. № 3 (31). С. 172-186.
7. Ивченко О.В. Зависимость удельной продуктивности скважин от их фациальной принадлежности и засолонения коллектора на примере ботуобин-ского горизонта Чаяндинского месторождения // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2014. № 3. С. 50-55.
8. Крекнин С.Г., Погрецкий А.В., Крылов Д.Н. и др. Современная геолого-геофизическая модель Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения // Геология нефти и газа. 2016. № 2. С. 44-55.
9. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. 368 с.
10. Постников А.В., Постникова О.В. Уточнение геологической модели Чаяндинского НГКМ на основе создания седиментационных и тектонических моделей продуктивных отложений по результатам бурения скважин и исследования керна. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015.
11. Постникова О.В., Изъюрова Е.С., Постников А.В. и др. Исследования литолого-петрофизической неоднородности продуктивных пластов вендских терригенных отложений для уточнения гидродинамической модели Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016.
12. Процко А.Н., Смирнов Е.В., Ухлова Г.Д. и др. Создание литолого-фациальных моделей (эталонов) подсолевых продуктивных горизонтов (рифея, венда и нижнего кембрия) территории обеспечения трубопроводной системы ВСТО для выбора перспективных направлений и объектов ГРР на этой территории и обоснования эффективного комплекса геолого-геофизических методов по выявлению локальных нефтегазоперспективных объектов. Геологический отчет по госконтракту № 5Ф-13 от 17.07.2013 г. Новосибирск, 2015. 846 л.
13. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. М.: Недра, 1984. 260 с.
14. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов / Под ред. Б.Ю. Вендельштейна, В.Ф. Козяра, Г.Г. Яценко. Калинин: НПО «Союзпромгеофизика», 1990. 261 с.
15. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М.: Недра, 1978. 316 с.
References:
1. Ryzhov A.E. Types and Properties of Terrigenous Reservoirs of the Vendian of the Chayandinskoe Field. Nauchno-tekhnicheskiy sbornik Vesti gazovoy nauki = Scientific Technical Collection Book News of Gas Science, 2013, No. 1, P. 145-160. (In Russian)
2. Ryzhov A.E., Savchenko N.V., Perunova T.A., Orlov D.M. Influence of the Features of the Structure of the Porous Space of the Reservoirs of the Chayandinskoe Oil and Gas Condensate Field on Their Filtration Characteristics. Theses of the II International Scientific and Practical Conference "World Resources and Gas Reserves and Advanced Technology for Their Development" (WGRR 2010). Moscow, Gazprom VNIIGAZ, 2010, P. 62. (In Russian)
3. Polyakov E.E., Pylev E.A., Churikova I.V., et al. Productivity of Complex Terrigenous Reservoirs of the Vendian of the Chayandinskoe Field Depending on the Lithological and Petrophysical Properties and Geological and Technical Conditions of the Opencut of Sediments (In Russ.). Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 12, P. 22-32.
4. Polyakov E.E., Churikova I.V., Pylev E.A., et al. Issues on the Permeability Coefficient Determination by Geophysical Well Logging for the Composite Reservoirs of Vendian Period in the Chayandinskoe Oil and Gas Condensate Field at the Development Drilling Stage. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2018, No. 10. P. 30-41. (In Russian)
5. Skorobogatov V.A. Yenisei-Lena Megaprovince: Formation, Placement and Forecasting of Hydrocarbon Deposits. Geologiya nefti i gaza = Geology of Oil and Gas, 2017, No. 3, P. 3-17. (In Russian)
6. Polyakov E.E., Ryzhov A.E., Ivchenko O.V., et al. Scientific Tasks Solved at Calculating Hydrocarbon Reserves of Chayanda Oil-Gascondensate Field. Nauchnotekhnicheskiy sbornik Vesti gazovoy nauki = Scientific Technical Collection Book News of Gas Science, 2017, No. 3, P. 172-186. (In Russian)
7. Ivchenko O.V. Dependence of the Specific Productivity of Wells on Their Facial Affiliation and Reservoir Salinity on the Example of the Botuobinsky Horizon of the Chayandinskoe Field. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2014, No. 3, P. 24-29. (In Russian)
8. Kreknin S.G., Pogretskiy A.V., Krylov D.N., et al. Updated Geological-Geophysical Model for the Chaiandinskoe Oil-Gas-Condensate Deposit. Geologiya nefti i gaza = Oil and Gas Geology, 2016, No. 2, P. 44-55. (In Russian)
9. Khanin A.A. Reservoir Units of Oil and Gas and Their Studies. Moscow, Nedra, 1969, 368 p. (In Russian)
10. Postnikov A.V., Postnikova O.V. Refinement of Chayandinsk Oil and Gas Condencate Field Geological Model basing on Sedimentation and Tectonic Models developed for Pay Deposits according to Drilling and Core Analysis Data. Moscow, Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2015. (In Russian)
11. Postnikova O.V., Izyurova Ye.S., Postnikov A.V., et al. Researches on Lithologic-Petrophysical Heterogeneity of Reservoirs in Vendian Terrigene Deposits to Refine the Hydrodynamic Model of Chayandinskoe Oil and Gas Condensate Field. Moscow, Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2016. (In Russian)
12. Protsko A.N., Smirnov Ye.V., Ukhlova G.D., et al. Construction of Lithologic-Facial Models (Standards) for Subsalt Pay Horizons (Riphean, Venedian, Lower Cambrian) on the Pipeline System "East Siberia - Pacific Ocean" Development Area to decide on Advanced Trends and Geological Survey Targets on this Area, and to validate an Effective Battery of Geologic and Geophysical Methods for Identification of Local Petroleum Prospects. The geologic report under government contracts No. 5F-13 dated July 17, 2013. Novosibirsk, 2015. 846 p. (In Russian)
13. Muromtsev V.S. Electrometric Geology of a Sandy Solid - Lithologic Oil and Gas Traps. Moscow, Nedra, 1984, 260 p. (In Russian)
14. Guidelines for Characterization of Estimation Parameters for Oil and Gas Deposits basing on Geophysical Survey Results supported by Core Analysis Data, Sampling and Testing of Productive Strata. Edited by B.Yu. Vendelshtein, V.F. Kozyar, G.G. Yatsenko. Kalinin, research and manufacturing association "Soyuzpromgeofizika", 1990, 261 p. (In Russian)
15. Vendelshtein B.Yu., Rezvanov R.A. Geophisical Methods for Characterization of Oil and Gas Reservoir Parameters. Moscow, Nedra, 1978, 316 p. (In Russian)
