CC BY
35ЛИТОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ И ПРОМЫСЛОВО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ВЫДЕЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ЗОН В СЕНОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ
УДК 550.8
Д.Я. Хабибуллин, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), D.Khabibullin@adm.gazprom.ru
A.Н. Рыбьяков, ПАО «Газпром», A.Rybiakov@adm.gazprom.ru Н.Р. Ситдиков, ПАО «Газпром», N.Sitdikov@adm.gazprom.ru
С.А. Варягов, ООО «Газпром добыча Надым» (Надым, РФ), varyagov@nadym-dobycha.gazprom.ru
С.В. Нерсесов, ООО «Газпром добыча Надым», nersesov@nadym-dobycha.gazprom.ru
С.Г. Крекнин, ООО «Газпром геологоразведка» (Тюмень, РФ), s.kreknin@ggr.gazprom.ru
B.В. Огибенин, ООО «Газпром геологоразведка», v.ogibenin@ggr.gazprom.ru А.А. Дорошенко, ООО «Газпром геологоразведка», a.doroshenko@ggr.gazprom.ru Я.О. Карымова, ООО «Газпром геологоразведка», ya.karymova@ggr.gazprom.ru Д.Б. Родивилов, ООО «Газпром геологоразведка», d.rodiviiov@ggr.gazprom.ru
Проведено сопоставление результатов лабораторных исследований образцов керна сенонских отложений из скважин Медвежьего месторождения (Ямало-Ненецкий автономный округ) с результатами интерпретации данных геофизических исследований скважин. Сделан вывод о том, что структура порового пространства зависит от степени перекристаллизации исходного кремнистого вещества: чем больше кварцевая составляющая в пласте, тем меньше доля мезопор и выше газонасыщенность. Если же в составе глинистых опок повышена доля ОКТ-фазы кремнезема (опал + кристобалит + тридимит), то в нем повышена и доля мезопор. Степень газонасыщенности коллекторов меняется по разрезу и предопределяется структурой порового пространства пород. Увеличение доли мезопор в пустотном пространстве приводит к уменьшению коэффициента газонасыщенности.
Выявленные взаимосвязи минерального состава пород со структурой порового пространства сенонских глинистых опок позволили установить в этих нетрадиционных коллекторах критерии выделения зональных интервалов с различной газонасыщенностью. По минеральному составу: пласт с повышенной газонасыщенностью характеризуется повышенной долей кварца и пониженной долей ОКТ-фазы кремнезема; пласт с пониженной газонасыщенностью -повышенным содержанием ОКТ-фазы кремнезема или повышенной глинизацией. По данным геофизических исследований скважин выявлена прямая зависимость между газонасыщенностью пласта и временем пробега продольной волны и обратная - между газонасыщенностью пласта и общей пористостью по результатам интерпретации ядерно-магнитного каротажа.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ОТЛОЖЕНИЯ СЕНОНА, ОПОКА, НИЖНЕБЕРЕЗОВСКАЯ ПОДСВИТА, ПОРОВОЕ ПРОСТРАНСТВО, КРЕМНЕЗЕМ, КВАРЦ, МИКРОТОМОГРАФИЯ, АДСОРБЦИОННО-СТРУКТУРНЫЙ АНАЛИЗ, ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ КАНАЛЫ МАТРИЦЫ, ТРЕЩИННО-ПОРОВЫЙ КОЛЛЕКТОР, ПРИРОДНАЯ ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ.
Отложения сенонского возраста в настоящее время рассматриваются как источник поддержания добычи углеводородов (УВ) в пределах основных газовых месторождений севера Западной Сибири, находящихся на поздних стадиях разработки [1]. В процессе изучения коллекторских свойств и оценки промышленного потенциала над-
сеноманских отложений возникли трудности при определении эффективной пористости и газонасыщенности пород-коллекторов [2]. Это связано с тем, что традиционные методы исследования, применяемые для гранулярных коллекторов, не позволяют достоверно определить особенности коллекторских свойств этих пород [2, 3].
Систематическое изучение пет-рофизических свойств и литоло-го-минералогического состава сенонских отложений Медвежьего месторождения (Ямало-Ненецкий автономный округ) как пород-коллекторов началось на образцах керна, отобранного из скважин, пробуренных и испытанных в период с 2012 по 2017 г.
Khabibullin D.Ya., Gazprom PJSC (Saint Petersburg, Russian Federation), D.Khabibullin@adm.gazprom.ru Rybiakov A.N., Gazprom PJSC, A.Rybiakov@adm.gazprom.ru Sitdikov N.R., Gazprom PJSC, N.Sitdikov@adm.gazprom.ru
Varyagov S.A., Gazprom dobycha Nadym (Nadym, Russian Federation), varyagov@nadym-dobycha.gazprom.ru Nersesov S.V., Gazprom dobycha Nadym, nersesov@nadym-dobycha.gazprom.ru
Kreknin S.G., Gazprom geologorazvedka LLC (Tyumen, Russian Federation), s.kreknin@ggr.gazprom.ru
Ogibenin V.V., Gazprom geologorazvedka LLC, v.ogibenin@ggr.gazprom.ru
Doroshenko A.A., Gazprom geologorazvedka LLC, a.doroshenko@ggr.gazprom.ru
Karymova Ya.O., Gazprom geologorazvedka LLC, ya.karymova@ggr.gazprom.ru
Rodivilov D.B., Gazprom geologorazvedka LLC, d.rodivilov@ggr.gazprom.ru
Litho-mineralogical and field geological criteria of distribution of productive zones in Senonian deposits
The comparison of the results of laboratory studies of core samples of Senonian deposits from the wells of the Medvezhie field (Yamalo-Nenets Autonomous Okrug) with the results of the interpretation of well log data was performed. It is concluded that the structure of the pore space depends on the degree of recrystallization of the initial siliceous substance: the larger the quartz content in the reservoir, the smaller the mesopore fraction and the higher the gas saturation. If the proportion of the opal-cristobalite-tridymite phase is increased in the silica clays, then the fraction of mesopores is also increased. The degree of gas saturation of the collectors varies along the section and is predetermined by the structure of the pore space of the rocks. An increase in the proportion of mesopores in a hole space leads to a decrease in the gas saturation coefficient. The revealed interrelationships between the mineral composition of rocks and the structure of the pore space of the Senonian silica clays have made it possible to establish the criteria for isolating zone intervals with different gas saturation in these unconventional reservoirs. For mineral composition: the reservoir with increased gas saturation is characterized by the increased proportion of quartz and a lower fraction of the opal-cristobalite-tridymite phase; the reservoir with a lower gas saturation has the increased content of the opal-cristobalite-tridymite phase or increased clay alteration. According to well logging data, there is the direct relation between the gas saturation of the reservoir and the travel time of the longitudinal wave, as well as there is the inverse relation between the gas saturation of the reservoir and the total porosity by the interpretation of nuclear magnetic logging.
KEYWORDS: SENONIAN DEPOSITS, SILICA CLAY, LOWER BEREZOVSKAYA SUBSUITE, PORE SPACE, SILICA, QUARTZ, MICROTOMOGRAPHY, ADSORPTION STRUCTURAL ANALYSIS, FILTRATION CHANNELS OF MATRIX, FRACTURE POROUS RESERVOIR, NATURAL WATER SATURATION.
a) a) б) b) в) c)
Рис. 1. Характерные текстуры горных пород нижнеберезовской подсвиты Fig. 1. Characteristic textures of the rocks of the Lower Berezovskaya subsuite
ИССЛЕДОВАНИЕ МИНЕРАЛЬНОГО СОСТАВА
Породы-коллекторы сено-на Медвежьего месторождения приурочены к отложениям нижнеберезовской подсвиты коньяк-сантонского возраста и представлены опоками различной степени глинистости (от глинистых опок до глин опоковидных) серого цвета, с вкраплениями (от низких до высоких концентраций) раковин радиолярий, рассеянных в кремнисто-глинистой матрице. При анализе разрушенных образцов керна, раскалывающихся на фрагменты в пределах глинистых прослоев, поверхности скола демонстрируют четкие признаки излома от нерегулярного до полураковистого, характеризующегося матовым фарфоровым блеском, типичным для кремнисто-глинистых разностей.
По результатам описания шлифов установлено,что терригенная примесь алевритовой и песчаной размерности (кварц, полевые шпаты, слюда и др.) здесь состав -ляет, как правило, от 5 до 10 %, редко - до 15 %.
Изучаемые породы характеризуются высокой текстурной неоднородностью как на сантиметровом, так и на миллиметровом уровне. Тонкие слойки темно-серого глинистого материала чередуются со светло-серой
ш
. -■. -
а) a)
б) b)
Рис. 2. Шлифы пород с комковатой текстурой Fig. 2. Thin sections of rocks with lumpy texture
а) a) б) b)
Рис. 3. Распределение глинистой составляющей (синий цвет) в образцах размером 3 » 3 мм
Fig. 3. Distribution of clay components (blue) in the samples of 3 » 3 mm in size
Таблица 1. Характеристика минерального состава пород, скв. № 4С Table 1. Characteristics of rock mineral composition, well No. 4S
Среднее, % Average, %
Минерал Mineral Пласты Reservoirs
нб0 nb0 нб1 NB1 нб2 nb2
Кварц Quartz 56,6 44,6 66,0
ОКТ-фаза Opal-cristobalite-tridymite phase 0,1 21,7 0,1
Монтмориллонит Montmorillonite 29,3 21,9 25,5
Каолинит Kaolinite 1,5 1,6 0,5
Хлорит Chlorite 0,7 0,9 0,2
Слюда Mica 5,7 5,4 4,3
Альбит Albite 4,3 2,8 2,6
Ортоклаз Orthoclase 0,4 0,3 0,3
Пирит Pyrite 0,8 0,7 0,9
Цеолит (клиноптилолит (?)) Zeolite (clinoptilolite (?)) 1,5 1,3 3,0
Кальцит + доломит Calcite + dolomite 0,10 0,09 0,09
кремнистой массой (рис. 1а, б). При увеличении под микроскопом видно, что даже визуально однородная порода обладает лин-зовидной текстурой (см. рис. 1в). Наблюдаются линзочки глин или кремнистой массы размером до 1 мм.
Наряду с линзовидно-волни-стой текстурой встречается и линзовидно-пятнистая (комковатая) (рис. 2). Комковатость текстуры в одних случаях подчеркивается темными линзочками глинистого материала на светлом фоне кремнистого вещества (см. рис. 2а), в других - линзочка -ми светлого кремнистого материала на темном фоне глинистого вещества (см. рис. 2б). Размеры линзочек составляют десятые и сотые доли мм.
Пятнистый характер распределения глинистого материала наблюдается и на микронном уровне, о чем свидетельствуют данные рентгеновской микротомографии с разрешающей способностью 1 мкм (рис. 3). Видно, что глинистая составляющая (синий цвет) представлена как линзочками субгоризонтальной ориентировки (см. рис. 3а), так и отдельными неупорядоченными пятнами и пятнышками микронной размерности (см. рис. 3б).
Кроме сантиметрово-микрон-ной неоднородности описанной выше текстуры изучаемых пород, в составе отложений нижнебе-резовской подсвиты Медвежьего месторождения выделяются неоднородности более крупного масштаба. Вся толща нижнебе-резовской подсвиты подразделяется на три интервала, которые различаются по составу основных породообразующих минералов: пласты НБ0, НБ1, НБ2 толщинами от 10 м до 40 м (табл. 1, рис. 4).
Минеральный состав пород пласта НБ0 характеризуется пони -женным содержанием ОКТ-фазы кремнезема (опал + кристобалит + + тридимит), содержание которой изменяется в интервале от 0 до 0,9 %, среднее значение состав-
а) a) б) b) в) с)
Рис. 4. Изменчивость минерального состава опок по разрезу скв. № 4С: а) содержание кварца по данным рентгеноструктурного анализа; б) содержание SiO2 по данным растворимости горных пород в присутствии щелочей; в) содержание глинистых минералов по данным рентгеноструктурного анализа
Fig. 4. Variability of the mineral composition of the silica clays along the section of the well No. 4S: a) content of quartz according to the X-ray diffraction analysis data; b) content of SiO2 according to the solubility of rocks in the presence of alkalis; c) content of clay minerals according to the X-ray diffraction analysis data
970
990
h
с о 1000
о о
"g ф "о 1010
о 1020
ЁГ
ш CD 1030
1040
1050
1060
0 10 20 30 40 50 60 70
» • А
i à4 V. •
* •
i 9
• •
H ätf
•
•
N » t *
Содержание минералов, % Mineral content, %
970
E 990
¿.1 1000 8- T3
1 =1 1010 TO u
J 1 1020 e-s. = 1030
1040
1050
1060
0 10 20 30 40 50 60 70
»# •
• â* V-
k • • «
t* i
l Д
«
i
P
■ Кварц в НБд Quartz in NB„
' Кварц в НБ, Quartz in NB,
' Кварц в НБ2 Quartz in NB,
■ Кварц в глинах кузнецовской свиты Quarts ¡п clays of Kuznetsovskaya suite • ОКГ-фаза Qpal-cristobalite-tridymite phase
Содержание Si02, % Content of Si02, %
» ОКГ-фаза
Opal-cristobalite-tridymite phase • Si02, растворенный в КОН SiQ,, dissolved in К0Н
о T3
О "о
та и
X ч—
X о
Ю г—
н.
970 900 990 1000 1010 1020 1030 1040 1050 1060
20
40
60
•r-
i* t» . •
•• • •
V y,
Jf At
•VC'
t.. M V ...
Содержание минералов, % Mineral content, %
• Монтмориллонит Morrtmorillonite
• Прочие глинистые минералы Other clay minerals
ляет 0,1 % (см. рис. 4а, табл. 1). Содержание кварца варьирует от
43.2 до 63,6 %, составляя в среднем 56,6 %. Глинистые минералы представлены преимущественно монтмориллонитом с содержанием от 21,8 до 39,8 %, в среднем -
29.3 % (см. рис. 4в, табл. 1).
Минеральный состав пласта НБ1
отличается повышенными значениями ОКТ-фазы кремнезема, содержание которой составляет здесь в среднем 21,7 %, изменяясь от 0 до 35,8 % (см. рис. 4а, табл. 1). Преобладающие значения доли ОКТ-фазы кремнезема (в пределах от 25 до 35 %) равно -мерно распределены по глубине в интервале от 980 до 997 м, при переходе к вышележащему и нижележащему пластам НБ0 и НБ2 содержание ОКТ-фазы резко снижается до нуля.
Переходные зоны между пластами составляют не более 5 м по разрезу. Распределение ОКТ-фазы по разрезу хорошо согласуется с
другим методом анализа минерального состава породы - оцен -кой доли растворимого кремнезема в щелочных растворах (см. рис. 4б).
В интервале пласта НБ1 доля растворимого кремнезема составляет около 35 %, что практически равно доле ОКТ-фазы. Кроме того, оценка минеральной плотности изучаемых пород показывает, что значения плотности существенно различаются для пластов НБ1 и НБ2, составляя в среднем 2,44 и 2,60 г/см3 соответственно. Содержание кварца в породах пласта НБ1 изменяется от 36,5 до 58,4 %, при среднем значении 44,6 %, суммарное содержание различных фаз кремнезема в среднем составляет 65,3 %. Из других минералов в наибольшей степени представлены глинистые минералы, среди которых, как и в пласте НБ0, преобладает монтмориллонит (см. рис. 4в, табл. 1).
Породы пласта НБ2 (интервал глубин от 999,5 до 1049,1 м) представлены преимущественно кварцем и глинистыми минералами (см. рис. 4а, табл. 1). Содержание кварца варьирует от 55,7 до 81,6 %, составляя в среднем 66,0 %. Минералы ОКТ-фазы в данном интервале практически отсутствуют (см. рис. 4б, табл. 1). Глинистые минералы представлены преимущественно монтмориллонитом и составляют от 13,2 до 37,3 %, в среднем - 25,5 % от общего объема (см. рис. 4в).
ДАННЫЕ ГИС
Выделенные по особенностям минералогического состава пласты НБ0, НБг, НБ2 диагностируются и по данным ГИС. На рис. 5 приве -дена геолого-геофизическая характеристика разреза скв. № 4С, согласно которой однозначно определяются границы нижнебе-резовской подсвиты по пониженным показаниям радиоактивных
Рис. 5. Выделение пластов нижнеберезовской подсвиты по данным ГИС, скв. № 4С Fig. 5. Allocation of the Lower Berezovskaya subsuite reservoirs according to the geophysics data, well No. 4S
методов ГГК-П и ГК. Пласт НБ2 выделяется по повышенным значениям времени пробега продольной волны фТ) и по низким значениям общей пористости по результатам интерпретации данных ядерно-магнитного каротажа (КЯМК). Границы пласта НБг выделяются по данным ГИС. Пласт характеризуется пониженными значениями времени пробега продольной волны и высокими значениями КЯМК. Пласт НБ0 характеризуется повышенными показаниями ГГК-П и ГК (чем и отличается от пласта НБг), а также повышенными значениями DT и низкими значениями КЯМК, чем схож по геофизическим свойствам с пластом НБ2. Пласты НБ0, НБг, НБ2 также различаются по емкостным свойствам и газонасыщенности, что предопределяется особенностями структуры порово-го пространства рассматриваемых пород.
В связи с тем что основная масса фильтрационных каналов в изучаемых глинистых опоках имеет нанометровый размер радиусов (от 0 до 2000 нм) [4, 5], для изучения структуры порового пространства необходимы методы адсорбционно-структурного анализа (АСА), применяемого при изучении пористых структур в хи -мии [6]. При описании результатов АСА используется количественная классификация пор по размерам (диаметрам), принятая Международным союзом теоретической и прикладной химии (ШРАС) [6]. Для всех пластов в поровом пространстве глинистых опок преобладают мезопоры с диаметром <50 нм (табл. 2).
Для пласта НБг суммарный объем мезопор достигает 75 %, а для пластов НБ2 и НБ0 доля мезопор составляет около 50 %. По объему микро- и макропор пласты практически не отличаются друг от друга, тогда как по объемам пор капиллярной размерности наблюдается трехкратное различие. Для пласта НБг доля капилляров не превышает 10 %, а для пластов НБ2 и НБ0 доля капилляров
составляет >30 % от всего объема порового пространства. Это различие существенно, поскольку движение флюидов в пластовых условиях в основном происходит именно по капиллярным и наиболее крупным порам субкапиллярной размерности (макропорам).
ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
Наблюдается тесная связь между долей содержания кварца в породе и суммарной долей капилляров и макропор в пустотном пространстве (рис. 6).
С увеличением доли содержания кварца в породе закономерно увеличивается и доля наиболее крупных пор в пустотном пространстве, что объясняет вероятный механизм появления данных пор. При кристаллизации исходного губчатого кремнистого осадка (геля кремниевой кислоты) в кварц происходит перераспределение молекул кремнезема к центрам кристаллизации. При этом по периферии зон кристаллизации образуются пустоты более крупных размеров, чем в исходном кремнистом осадке. Таким образом,чем больше вновь образованных кристаллов кварца в породе, тем больше размеры пустот. Из этого следует, что в пласте НБ1, где кристаллизация кремнезема не достигла перехода в фазовое состояние кварца, размеры пор должны быть меньше, чем в пластах НБ2 и НБ0. Таким образом, естественным является тот факт, что доля мезопор в пласте НБг намного больше, чем в других пластах, поскольку сохранена исходная пористость губчатой среды кремнезема.
Выявленные различия в структуре порового пространства глинистых опок являются определяющими с точки зрения газонасыщенности этих пород. Поскольку движение флюидов происходит по капиллярам и по макропорам и суммарный объем пор в пластах НБ2 и НБ0 в два раза больше, чем в пласте НБг (см. табл. 2), то и газонасыщенность пластов
Таблица 2. Доля пор различных классов в пустотном пространстве глинистых опок Table 2. Proportion of pores of different classes in the pore space of argillaceous silica clays
Класс пор по IUPAC [6] Pore class Диаметр пор, нм Pore diameter, Доля пор, % Percentage of pores, %
Скважина № 4С Скважина № 3С Well № 4S Well No. № 3S
by IUPAC [6] nm нб0 nb0 нб1 NBj нб2 nb2 нб0 nb0 нб1 NBj нб2 nb2
Капилляры Capillaries 200-2000 31,5 9,6 30,4 - 8,2 34,0
Макропоры Macropores 50-200 17,2 15,4 16,0 - 13,9 14,0
Мезопоры Mesopores 2-50 49,4 74,7 51,8 - 76,7 50,3
Микропоры Micropores 0,6-2 1,9 0,3 1,8 - 1,2 1,7
S
^ «<f .. OJ
о =
§ S
S" CD
g S i 3
E о
R2 = 0,70 • • • • •
•
•
ю
20
30
40
50
60
70
НБо
NB,
Кварц, % Quartz, %
• HE, • НБ,
NB.
NB,
Рис. 6. Зависимость долей капилляров и макропор в пустотном пространстве глинистых опок от содержания кварца в породе
Fig. 6. Dependence of the fraction of capillaries and macropores in the pore space of argillaceous silica clays on the quartz content in the rock
НБ2 и НБ0 будет вдвое выше, чем газонасыщенность пласта НБГ
Соотношение газонасыщенности пластов подтверждается и прямыми определениями коэффициента газонасыщенности по керну при лабораторных исследованиях. Описанная выше микронно-сантиметровая неоднородность текстуры изучаемых пород накладывает отпечаток на результаты изучения пустотного пространства по стандартным цилиндрическим образцам размером 30 * 30 мм. Поскольку глины
представлены в основном минералами монтмориллонитового ряда, то все лабораторные исследования, связанные с водона-сыщением образцов, становятся невозможными из-за набухания и последующего разрушения образцов [3]. В том числе невозможны и оценки эффективной пористости и коэффициента газонасыщенности. Единственный способ оценки характеристик изучаемых пород -это отбор изолированного керна и определение природной водона-сыщенности К образцов экстрак-
а) a)
б) b)
940
950
960
970
900
ь
о. щ 990
lb 1000
1010
1020
1030
1040
S S
0,4 0,5 0,6 0,7 0,0 0,9 1,0 К, Д- ед. К, unit fraction
в) С)
0,2
0,4 0,6 0,0 К, Д. ед. К, unit fraction
1,0
Переходный тип • НБ1 • НБг Transitional type NB, NB2
Кузнецовская свита Kuznetsovskaya suite
0,4 0,5 0,6 0,7 0,0 0,9 1,0 К,, д. ед. К, unit fraction
Рис. 7. Распределение коэффициента природной водонасыщенности по глубине и по частоте встречаемости ее значений: а) скв. № 3С; б) пласт НБ1; в) пласт НБ2 Fig. 7. Distribution of the coefficient of natural water saturation in depth and frequency of occurrence of its values: a) well No. 3S; b) reservoir NB1; c) reservoir NB2
0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0
0,6
0,5
О ч: ТЗ 0,4
0,3
с 2С =1 0,2
2С 0,1
0
R2 = 0,77
•
R2 = 0,76
S*
/
»
40 50 60 70 80 90 Доля мезопор, % Fraction of mesopores, %
• НБ. - НБ, а К _
1 2 г_керн
NB, NB2
10 20 30 40 50 Доля капиллярных и макропор, % Fraction of capillaries and macropores, %
•НБ. *НБ, AК
1 2 г_нерн
NB, NB,
а) a) б) b)
Рис. 8. Зависимость коэффициента газонасыщенности глинистых опок от структуры их порового пространства
Fig. 8. Dependence of the gas saturation coefficient of argillaceous silica clays on the structure of their pore space
ционно-дистилляционным методом. На этой основе определялся коэффициент газонасыщенности Кг пород-коллекторов сенона по формуле: Кг = 1 - Кв.
На рис. 7 приведены результаты изучения образцов изолирован-
ного керна,отобранного в скважине, пробуренной на безводном растворе.
Опыты выполнялись в ТНЦ ООО «ТюменНИИгипрогаз». Значения Кв изменяются от 0,31 до 0,88 д. ед. (см. рис. 7а), при этом Кг со -
ставляет от 0,12 до 0,69 д. ед. По -скольку водонасыщенность пород ни в одном из образцов не дости -гает 100 %, то можно утверждать, что вся толща нижнеберезовской подсвиты является газонасыщенной, но степень газонасыщенности различается по пластам. Самые низкие значения водонасыщенности изучаемых пород отмечаются в интервале пласта НБ2, здесь образцы со значениями Кв > 0,7 д. ед. встречаются значительно реже, чем со значениями 0,5 и 0,6 д. ед. (см. рис. 7в). Иначе выглядит распределение Кв для пласта НБ1 (см. рис. 7б), значения >0,7 д. ед. встречаются наиболее часто.
Изредка встречаются даже значения, характерные для глин кузнецовской свиты (черные точки на рис. 7а, значения >0,8 д. ед.). Глинистый пласт НБ0 характеризуется несколько меньшей водо-насыщенностью, чем НБ1, но очень близкой к кузнецовским глинам.
Пониженная газонасыщенность пород пласта НБ1 предопределяется структурой порового пространства. Пустотное пространство пород пласта на 75 % состоит из мезопор, которые, по теории, заполнены связанной водой [7], а значит, для газа здесь остается меньше места, чем в поровом пространстве пород пласта НБ2, при том что их общая пористость практически одинакова [4]. Ярким подтверждением этого теоретического предположения служит выявленная на изучаемых образцах тесная взаимосвязь коэффициента газонасыщенности глинистых опок и доли мезопор в них (рис. 8а). Приведенные на рисунке значения Кг получены в четырех скважинах по данным ГИС (точки на рисунке) с использо -ванием разработанной в методике интерпретации [8]. Кроме того, на рис. 8 вынесены значения Кг (треугольники), которые получены осреднением по пластам данных лабораторных исследований изолированных образцов. С увеличением доли мезопор до
уровня 90 % коэффициент газонасыщенности снижается до нуля (см. рис. 7а). Этим подтверждаются теоретические предположения о том, что мезопоры полностью водонасыщенны и Кг растет с увеличением доли капилляров и макропор (см. рис. 7б).
Отмеченный по керну факт пониженной газонасыщенности пласта НБ1 подтверждается и данными испытания скважин, поскольку при совместном испытании пластов НБ2 и НБ1 основной приток газа наблюдается из пласта НБ2.
ВЫВОДЫ
Результаты исследований, выполненных на образцах керна се-нонских отложений из скважин Медвежьего месторождения, в сопоставлении с результатами интерпретации данных ГИС позволяют сделать следующие выводы.
Структура порового пространства зависит от степени перекристаллизации исходного кремнистого вещества. Чем больше кварцевая составляющая в пласте, тем меньше доля мезопор и выше газонасыщенность.
Вся толща нижнеберезовской подсвиты Медвежьего месторождения газонасыщенна. Степень газонасыщенности коллекторов меняется по разрезу и предопределяется структурой порового пространства пород. Увеличение доли мезопор в пустотном пространстве приводит к уменьшению коэффициента газонасыщенности.
В толще нижнеберезовской подсвиты Медвежьего месторождения пласты с различной степенью газонасыщенности разграничиваются как по минеральному составу, так и по данным ГИС. По минеральному составу: - пласт с повышенной газонасыщенностью (НБ2) характеризу-
ется повышенной долей кварца и пониженной долей ОКТ-фазы кремнезема;
- пласт с пониженной газонасыщенностью характеризуется или повышенным содержанием ОКТ-фазы кремнезема (НБ1), или повышенной глинизацией (НБ0).
По данным ГИС:
- пласт с повышенной газонасыщенностью (НБ2) выделяется по повышенным значениям времени пробега продольной волны и по низким значениям общей пористости по результатам интерпретации ядерно-магнитного каротажа;
- пласт с пониженной газонасыщенностью (НБ1) выделяется по низким значениям ЭТ и по высоким значениям общей пористости;
- пласт со средними значениями газонасыщенности (НБ0) имеет промежуточные между НБ1 и НБ2 характеристики.■
ЛИТЕРАТУРА
1. Черепанов В.В., Пятницкий Ю.И., Хабибуллин Д.Я. и др. Перспективы наращивания ресурсной базы газовых месторождений на поздней стадии разработки путем изучения промышленного потенциала нетрадиционных коллекторов надсеноманских отложений // Трудноизвлекаемые
и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы. Казань: Изд-во ФЭН, 2014. С. 104-110.
2. Черепанов В.В., Меньшиков С.Н., Варягов С.А. и др. Проблемы оценки нефтегазоперспективности отложений нижнеберезовской подсвиты севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2015. № 2. С. 11-26.
3. Паршуков А.В., Дорошенко А.А., Карымова Я.О. Первый опыт изучения петрофизических, литолого-минералогических и фильтрационно-емкостных свойств сенонских отложений Медвежьего месторождения. Возникшие проблемы и сложности // Сб. мат-лов «VII Тюменский инновационный нефтегазовый форум». Тюмень, 2016. С. 127-129.
4. Дорошенко А.А., Карымова Я.О. Характеристика пустотного пространства опок сенонских отложений севера Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2017. № 6. С. 23-27.
5. Варягов С.А., Нерсесов С.В., Никишин А.А. и др. Методы и результаты изучения пустотного пространства газонасыщенных глинистых опок нижнеберезовской подсвиты Медвежьего месторождения // Тезисы докладов IV Междунар. науч.-практ. конф. «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения (WGRR-2017)». М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. С. 63.
6. Адамова Л.В., Сафронов А.П. Сорбционный метод исследования пористой структуры наноматериалов и удельной поверхности наноразмерных систем. Екатеринбург: УрГУ им. А.М. Горького, 2008. 65 с.
7. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1972. 280 с.
8. Родивилов Д.Б., Кокарев П.Н., Мамяшев В.Г. Газонасыщенность нетрадиционного коллектора нижнеберезовской подсвиты севера Западной Сибири и ее связь с минеральным составом и структурой пустотного пространства // Экспозиция Нефть Газ. 2018. № 3. С. 26-31.
REFERENCES
1. Cherepanov V.V., Pyatnitsky Yu.I., Khabibullin D.Ya., et al. Prospects for Increasing the Resource Base of Gas Fields at the Late Stage of Development by Studying the Industrial Potential of Non-Traditional Reservoirs of the Above-Senomanian Deposits. Hardly-Extracted and Unconventional Hydrocarbon Reserves: Experience and Forecasts. Kazan, Publishing House FEN, 2014, P. 104-110. (In Russian)
2. Cherepanov V.V., Menshikov S.N., Varyagov S.A., et al. Problems of Estimating the Oil and Gas Prospects of the Deposits of the Lower Berezovskaya Subsuite of the North of Western Siberia. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy = Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 2015, No. 2, P. 11-26. (In Russian)
3. Parshukov A.V., Doroshenko A.A., Karymova Ya.O. The First Experience of Studying the Petrophysical, Litho-Mineralogical and Filtration Capacitive Properties of the Senonian Deposits of the Medvezhie Field. Emerging Problems and Complexities. Collection of Materials "VII Tyumen Innovation Oil and Gas Forum". Tyumen, 2016, P. 127-129. (In Russian)
4. Doroshenko A.A., Karymova Ya.O. Characteristics of the Hollow Space of the Silica Clays of Senonian Deposits in the North of Western Siberia. Ekspozitsiya Neft Gaz = Exposition Oil Gas, 2017, No. 6, P. 23-27. (In Russian)
5. Varyagov S.A., Nersesov S.V., Nikishin A.A., et al. Methods and Results of Studying the Pore Space of Gas-Saturated Argillaceous Silica Clays of the Lower Berezovskaya Subsuite of the Medvezhie Field. Abstracts of the IV International Scientific and Practical Conference "World Resources and Reserves of Gas and Advanced Technologies for Their Development (WGRR-2017)". Moscow, Gazprom VNIIGAZ, 2017, P. 63 (In Russian)
6. Adamova L.V., Safronov A.P. Sorption Method for Studying the Porous Structure of Nanomaterials and Specific Surface of Nanoscale Systems. Ekaterinburg, Gorky Ural State University, 2008, 65 p. (In Russian)
7. Kartsev A.A. Hydrogeology of Oil and Gas Fields. Moscow, Nedra, 1972, 280 p. (In Russian)
8. Rodivilov D.B., Kokarev P.N., Mamyashev V.G. Gas Saturation of the Unconventional Collector of the Lower Berezovskaya Subsuite of the North of Western Siberia and Its Relation to the Mineral Composition and Structure of the Pore Space. Ekspozitsiya Neft Gaz = Exposition Oil Gas, 2018, No. 3, P. 26-31. (In Russian)
