МЕТОДИКА ГЕОМЕТРИЗАЦИИ ЗОН РАСПРОСТРАНЕНИЯ ЗАСОЛОНЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ (НА ПРИМЕРЕ ЧАЯНДИНСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ) Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 553.9:551.7

Методика геометризации зон распространения засолоненных отложений для месторождений Восточной Сибири (на примере Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения)

Ключевые слова:

природный газ,

Восточная Сибирь,

Чаяндинское

нефтегазо-

конденсатное

месторождение,

засолоненный

коллектор,

вендские

отложения.

Ю.А. Духненко

ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., no. Ленинский, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, зд. 15, стр. 1 E-mail: Y_Dukhnenko@vniigaz.gazprom.ru

Тезисы. Сложные геологические условия формирования и множественные вторичные преобразования отложений продуктивных горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (ЧНГКМ) делают необходимым изучение распространения зон засолонения коллекторов венда. Значительный объем исследований керна позволил установить ряд общих закономерностей распределения галита в порах, однако методические вопросы геометризации зон галитизации по данным геофизических исследований скважин (ГИС) ранее подробно не рассматривались.

Геометризация зон засолонения по площади месторождения на основе методики определения степени засолонения по данным ГИС является более информативной относительно учета только керновых исследований, так как при этом засолонение определяется в целом по разрезу скважины. С этой целью в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» впервые для ЧНГКМ разработана методика количественного определения содержания галита по данным ГИС на основе анализа результатов литологических и петрофизических исследований керна галитизированных пород. Методика основана на зависимости приращения нормализованных кривых нейтронного гамма-каротажа и нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам от содержания галита по керну.

По расчетным средним значениям содержания соли в разрезе скважин по данным ГИС осуществлена геометризация зон распространения засолоненных отложений, а также сопоставлены продуктивности разведочных скважин со степенью засолонения порового пространства пород-коллекторов для продуктивных горизонтов ЧНГКМ. Геометризация, основанная на методике нормализации стандартных методов ГИС, показала свою эффективность при анализе продуктивности эксплуатационных скважин ЧНГКМ и является перспективным способом анализа геолого-геофизической информации для месторождений вендского возраста Восточной Сибири.

Засолонение, осложняющее строение терригенных коллекторов вендского возраста значительной части месторождений Восточной Сибири, является вторичным процессом, протекавшим после формирования пластов до или в процессе заполнения ловушек углеводородами. Изучением процессов засолонения вендских отложений Непско-Ботуобинской антеклизы занимались А.И. Азизова, А.С. Анциферов, Ю.В. Гричнев, М.А. Жаркова, Р. Мейер, Н.В. Мельников, О.В. Постникова и др. Установлено, что основными факторами галитизации пород, вероятнее всего, являлись палеотектоническая активность района, близость к разломам, вдоль которых проходила миграция солей, и гидродинамическая связь песчаных тел с зонами нисходящей фильтрации высокоминерализованных рассолов. При этом главной причиной кристаллизации и выпадения солей является термобарический метаморфизм, связанный со снижением пластовых давлений и температур. Значительный объем исследований керна позволил установить ряд общих закономерностей распределения га-лита в порах, однако методические вопросы геометризации зон галитизации по данным геофизических исследований скважин (ГИС) для терригенных отложений венда Восточной Сибири ранее подробно не рассматривались.

Засолонение коллекторов продуктивных вендских отложений Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (ЧНГКМ), одного из крупнейших месторождений природного газа Непско-Ботуобинской антеклизы, выявилось уже на самой ранней стадии разведки месторождения при изучении поднятого керна. В первых

разведочных скважинах при исследовании керна отмечались только следы соли, а в дальнейшем регулярно стали проводиться количественные определения степени засолонения образцов. Среднее содержание растворимых солей в породе (Ссоль), по данным водной вытяжки, изменяется от 2,7 % в талахском горизонте (максимум 21,4 %) до 5,3 % в ботуобин-ском (максимум 30,7 %) и до 5,2 % в хамакин-ском (максимум 35 %).

В ходе научно-исследовательских работ, выполненных ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (А.Е. Рыжов, Е.О. Семёнов, И.В. Плешков, С.Г. Рассохин, 2009-2015 гг.) и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина [1, 2] на керне ЧНГКМ в период с 2000-го по 2019 г., выявлены основные закономерности проявления процессов засолонения в породах-коллекторах. В частности, отмечено образование «рубашек» га-лита вокруг обломочных зерен. В отдельных образцах кристаллы галита как бы «внедрялись» между инкорпорационными контактами зерен [1]. В ряде случаев хорошо образованные кристаллы галита формируют «распорки» между зернами кварца. Кристаллы гали-та могут заполнять трещины, развитые в разных участках разреза. Там, где кристаллы галита являются распорками между зернами и стенками трещин, не полностью заполняя пустотное пространство, засолонение может являться фактором сохранения проницаемости пород.

Проведенное в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» количественное сопоставление коэффициентов пористости (К^) и засолонения отложений по керну при градации данных о литологии показало, что наблюдается тенденция уменьшения засолоненности при увеличении К (рис. 1). Аналогичные выводы получены и другими исследователями (Т.Ф. Дьяконовой, Т.Г. Исаковой [3]) для продуктивных терри-генных отложений месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы.

В дальнейшем при анализе фильтра-ционно-емкостных свойств отложений продуктивных горизонтов ЧНГКМ и их взаимосвязей к засолоненным породам отнесены образцы, характеризующиеся степенью засолонения порового пространства более 5 %, что обосновано соотношением К и Ссоль (см. рис. 1). Очевидно, что при Ссоль > 5 % отмечается наибольшее влияние засолонения на величину К^: массив данных смещается в сторону меньших значений К^

Засолоненные отложения ботуобинского горизонта характеризуются по керну средней пористостью 4,5 %, хамакинского горизонта -5,0 %, талахского горизонта - 7,7 %. При этом средние значения коэффициента пористости незасолоненных образцов (Ссоль <5 %) существенно выше и составляют соответственно для ботуобинского горизонта 14,9 %, для хамакин-ского горизонта - 9,9 %, для талахского горизонта - 10,4 % [4]. При К, более 12 % отложения всех горизонтов являются преимущественно незасолоненными.

Проницаемость (Кпр) засолоненных образцов изменяется приблизительно в тех же пределах, что и значения К^р для всей выборки образцов, при этом доля образцов с высокой проницаемостью выше для засолоненных образцов, что наиболее очевидно проявляется для талахского горизонта [4] (табл. 1).

Таким образом, засолоненные породы характеризуются низкими значениями Кп и высокими значениями К^, т.е. ведут себя как трещинные породы. Это объясняется тем, что при засолонении часть поровых каналов остается свободной и обеспечивает фильтрацию газа [4].

Геометризацию зон засолонения по площади месторождения возможно осуществить как по данным керновых исследований, так и по данным ГИС при наличии методики определения степени засолонения по геофизическим исследованиям. В процессе исследований авторами реализованы оба способа.

По средним значениям Ссоль по керну в коллекторах рассчитаны средние значения Ссоль по скважинам, и проведен анализ распространения зон существенного засолонения коллекторов продуктивных горизонтов (рис. 2-4). Можно отметить, что галит в поровом пространстве коллекторов продуктивных горизонтов в разных количествах присутствует практически повсеместно, однако повышенные значения содержания соли по керну приурочены к отдельным зонам.

Для ботуобинского горизонта (см. рис. 2) очевидно преимущественное распространение засолоненных коллекторов в зоне малых толщин в западной зоне выклинивания горизонта (скв. 180-03, 321-86, 321-45, 321-78), а также в южной зоне его выклинивания. Вполне возможно, что в этих зонах засолонение имеет и консидементационный характер (это зоны лагунных отложений). Уверенной корреляции между засолонением коллекторов и дебитами

^ 102

и3

101 100 10-1

ЭЕ^оо Пр о э г в „\ 0 к °_о о о с ° ° о о о

о V о о У о \ о \ О О § О •• о о о о Г ° ОЙ о ❖-А? * 'Ч п — о ч> V !о Ь0о0 р V

до о < О о о О о О ' 1 ,8? ¿Ж «V > О О От 0> «о « о а» о о а о ^ о » ов Ц-. Ро

О о

0

0,06

0,12 0,18

0,24 0,30 Кп, д.ед.

^ 102

и8

101 100 10-1

о о ' О 4 о ° о \ О а

• О и , * 5, <ъо » о о о, °о о * п ° о- о ° -ао 3 о О •

о « О ( 9> О о о • о О о о \о * л о« \ ° о \ о \

^ 102

и3

101 100 10-1

<р>4 3 ° ° ?° о ¡к" ° О о

¡"«АР чдо0 О Й о ° Ьщ О О > О > о^ 5 * ®о о. о о о о V • о о

о . о» а °° ' о а*® °о о ■» ° О О о ° о [> —— о »

о

0,06

0,12 0,18

0,24 0,30 Кп, д.ед.

Песчаник:

• глинистый

о засолоненный о глинистый засолоненный

• карбонатизированный

• ангидритизированный о малозернистый

о среднезернистый

• крупнозернистый

О алевролит С алевролитглинистый С гравелит

О гравелит засолоненный

0 0,06 0,12 0,18 0,24 0,30

К„, д.ед.

Рис. 1. ЧНГКМ. Соотношение коэффициента пористости, определенного методом водонасыщения,

и содержания соли по керну для продуктивных горизонтов:

1

а - ботуобинского, Ссоль = 0,31 -1,158к", КТС = 0, К = 0, N = 361, где КТС - критерий тесноты связи,

Я2 - коэффициент детерминации (квадрат коэффициента корреляции Я), N - количество определений;

1

б - хамакинского, Ссоль = 0,232 1,184к", КТС = 0, К = 0, N = 618;

1

в - талахского, Ссоль = 0,0028 1,917к", КТС = 0, К = 0, N = 543

Таблица 1

Статистические характеристики абсолютной проницаемости Кпр по керну:

в числителе - диапазон значений, в знаменателе - среднее арифметическое, мД

Горизонт Все образцы Засолоненные образцы

Ботуобинский 0,001.8410 274,3 0,063.2188 137,5

Хамакинский 0,001.6100 130,7 0,120.1461 62,2

Талахский 0,001...7513 41,8 0,051.991 56,2

б

а

0

в

/ —«н» — изогипса кровли коллекторов, м разрывное нарушение Контур нефтеносности: внешний

------- внутренний

Контур газоносности: —«—« внешний — хх— внутренний

линия глинизации граница лицензионного участка ^ зона существенного засолонения горизонта Категория запасов:

Скважина:

номер

0 Ссоль > 5 %(по керну) Результаты испытаний: ф 0г>40тыс.м3/сут ф 0г<40тыс.м3/сут ф сухая ф нефть О не испытана

Рис. 2. Сопоставление продуктивности разведочных скважин и степени засолонения порового пространства коллекторов ботуобинского горизонта ЧНГКМ

Рис. 3. Сопоставление продуктивности разведочных скважин и степени засолонения порового пространства коллекторов хамакинского горизонта ЧНГКМ:

здесь и далее на рис. 4. см. экспликацию к рис. 2

Рис. 4. Сопоставление продуктивности разведочных скважин и степени засолонения порового пространства коллекторов талахского горизонта ЧНГКМ

скважин - дебит газа, Qн - дебит нефти) не прослеживается (табл. 2).

Для хамакинского горизонта (см. рис. 3) основная зона распространения засолонен-ных коллекторов также приурочена к северозападной части Северного блока (скв. 180-03, 321-60, 321-59, 321-86, 321-45, 321-44, 321-10, 321-46) и к северо-западной части блока Южный 1-5 (скв. 321-77). При этом очень существенное засолонение коснулось только верхней части коллекторов хамакинского горизонта (пачка ХМ^. Сопоставление значений Ссоль в коллекторах и дебитов скважин показало,

что высокодебитные скважины характеризуются в основном низким засолонением при том, что получить низкие значения Qг возможно из скважин как с высоким, так и с низким засолонением (табл. 3).

Значительное засолонение талахского горизонта отмечено больше в западной части месторождения (см. рис. 4). Уверенной корреляции между засолонением коллекторов и де-битами скважин не прослеживается (табл. 4).

Керновые определения содержания соли не характеризуют весь разрез продуктивных горизонтов, в соответствии с этим для

Таблица 2

Продуктивная характеристика скважин с различной засолоненностью по керну,

ботуобинский горизонт

Блок Скважина Сс0ль; % Эффективная толщина пласта (Нэф), м Qг, тыс. м3/сут Qн, м3/сут Диаметр штуцера (^ш), мм

Высокодебитные скважины

Северный 321-81 6,5 6,8 598 22

321-41 5,9 9 598 22

321-5 21,2 21,3 574 18,2

321-17 23,5 19,9 12,3 5

321-86 5 3,6 151 12

Низкодебитные скважины

Северный 180-03 27,7 2,7 27 ИП

321-45 5,5 9,5 2,5 2,4

Южный 11-1 321-51 7,5 1,9 9,8 3

321-52 6,9 10,3 6,6 2,2

Таблица 3

Продуктивная характеристика скважин с различной засолоненностью по керну,

хамакинский горизонт

Блок Скважина С % ^соль, /и Нэф, м Qг, тыс. м3/сут Qн, м3/сут ¿ш, мм

Высокодебитные скважины

Южный 1-3 321-91 6,3 47 135 9

Южный 1-5 321-77 5,1 12 63,5 8

Южный 11-0 321-93 5,8 16,5 28 5

САМ-0 321-64 5,2 11,3 150,7 10,2

САМ-2 321-92 5,5 14,9 154,8 10

Низкодебитные скважины

Северный 180-03 16,9 10 9 12,7

321-60 5 5,5 32,8 Испытание пласта на трубах

29,7 5,2

321-59 9,3 1,5 Притока нет

321-44 14,4 3 Слабый газ

321-45 10,2 3

321-86 7,7 8,1

Южный 1-1 321-10 10,9 12,7 52 6

Южный 1-2 321-46 8 3,9 Притока нет

Южный 11-2 321-90 8,7 4,3 Слабый газ

Южный 11-3 321-74 7,5 2,8 0,4

достоверной оценки среднего содержания соли в разрезе скважины разработана методика количественного определения Ссоль по данным ГИС. Как показал анализ состава водорастворимых солей по керну, для песчаников, алевролитов и гравелитов с Кп > 0,015 д.ед. преимущественно содержание №С1 (Сша) составляет более 95 % от общего содержания (рис. 5, см. а). Пониженным содержанием №С1 отличаются породы с Кп < 0,015 д.ед., представленные

в основном карбонатизированными или загли-низированными песчаниками или гравелитами (см. рис. 5б).

Анализ чувствительности методов ГИС к содержанию галита показал, что лучшей сопоставимостью с засолоненностью, определяемой различной реакцией методов на наличие в породе иона С1-, отличается приращение нормализованных кривых нейтронного гамма-каротажа (НГК) и нейтрон-нейтронного

Таблица 4

Продуктивная характеристика скважин с различной засолоненностью по керну,

талахский горизонт

Блок Скважина Ссоль, % Нф м Qr, тыс. м3/сут мм

Высокодебитные скважины

Южный 1-4 213-01 8,6 45,6 185,1 12

Южный 1-3 321-11 10,2 38,8 186,2 11

Низкодебитные скважины

180-02 24,9 1,6 притока нет

Северный 321-45 6,2 17,8 притока нет

321-86 7,1 8,1 0,22-0,43 2

Песчаник:

• глинистый О алевролит

о засолоненный О алевролитглинистый

• карбонатизированный О гравелит

о малозернистый О гравелит карбонатизированный

о среднезернистый

• крупнозернистый

Рис. 5. Соотношение содержания и общего содержания солей для Кп > 0,015 д.ед. (а) и Кп < 0,015 д.ед. (б):

Ом = 0,982Ссоль - 0,474; КТС = 0,71; Я2 = 0,92; погрешность Пог = 1,3 усл.ед.; N = 194

каротажа (ННК) или, в случае отсутствия в комплексе ГИС ННК, нормализованных кривых НГК и акустического каротажа (АК).

Способ нормализации является широко распространенным применительно к интерпретации данных ГИС [5, 6]. При нормализации осуществляется перестроение кривых нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (большой зонд) (ННКТб) или АК к масштабу кривой НГК. При этом коэффициенты перестроения подбираются таким образом, чтобы значения кривой НГК и перестраиваемых кривых совпадали в опорных, достаточно однородных и мощных пластах (плотных и глинах), на пористость которых заведомо не оказывает влияние засолонение.

На основании данных «керн - ГИС» разработаны зависимости между содержанием солей и приращением нормализованных кривых, имеющие общий вид для коллекторов ботуо-бинского, хамакинского и талахского горизонтов при Кп < 0,12 д.ед. (рис. 6, см. а):

Ссоль = 43,4ЛНК - 0,971;

КТС = 0,58; Я2 = 0,83; Пог=0,4; N = 32, (1)

где ДНК является относительным параметром, рассчитанным по формуле

ДНК = -

НГКп - НКТнп НКТн шах - НКТнлпт

максимальное и минимальное значения нормализованной кривой ННКТб.

При К, > 0,12 д.ед. (см. рис. 6б) соотношение приращения нормализованных кривых ННК-НГК и Ссоль в основном соответствуют зависимости, установленной для пластов пористостью ниже 0,12 д.ед. (см. рис. 6а), однако содержание соли в этих пластах не превышает 5 %. При интерпретации такие породы оценивались как слабозасолоненные.

В разведочных скважинах, неохарактери-зованных исследованиями ННК-Т, целесообразно применение нормализации НГК и АК с использованием зависимости, выраженной формулой (рис. 7):

Ссоль = 19,72ДАК - 2,67; Я2 = 0,55; Пог = 0,6; N = 30,

(2)

где ДАК является относительным параметром, рассчитанным по формуле

ДАК =. НГКп - АКнп

АК,_ - АК

где НГК - пластовое значение НГК; НКТн.п, НКТншах и НКТнш1п - соответственно пластовое,

где АКн.шах и АКн.ш1п - соответственно

пластовое, максимальное и минимальное значения нормализованной кривой АК.

Согласно разработанным зависимостям (1) и (2) выполнен расчет содержания соли по ГИС для всех разведочных (120 шт.) и эксплуатационных (210 шт.) скважин ЧНГКМ. Расчетные значения засолоненности по ГИС и керну имеют хорошую сопоставимость, что

^ 18

| 16 -

й 14 й * 12 Л

и «

° 10

о

о/

э /о п.*

•'сР

0

о

; СР айв

0,2

0,4

0,6

0,8 1,0 ДНК, мкР/ч

^ 18

й

| 16 -

(3 14

Щ 12 л

и «

° 10

О

8 6 4 2 0

/

/о

/

0,2

0,4

0,6

б

0,8 1,0 ДНК, мкР/ч

Рис. 6. ЧНГКМ. Соотношение содержания галита и приращения нормализованных значений ННК для коллекторов ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов

(см. формулу (1)) для Кп < 0,12 д.ед. (а) и Кп > 0,12 д.ед. (б)

0

0

л £ а

и «

о О

От

/

О/ Л У

О

$ [То

^ 18

0,2

0,4

0,6

0,8 1,0 ЛАК, д.ед.

Рис. 7. ЧНГКМ. Сопоставление содержания галита и относительного приращения

нормализованных значений НГК и АК для коллекторов ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов (см. формулу (2))

и*

15

12

/ /

л

/ /о

А о/ Оу/

4 О у

соЛЯ Т с /

12

15

18

Рис. 8. Сопоставление данных о содержании соли в разведочных скважинах ЧНГКМ (песчаники ботуобинского, хамакинского,

талахского горизонтов), полученных на керне (С^) и по результатам ГИС (С^^з)

9

6

3

0

0

0

3

6

9

Г1ИС %

подтверждает достаточную точность определения содержания соли по ГИС по разработанной методике (рис. 8).

В результате количественного определения Ссоль по данным ГИС для ботуобинского (рис. 9), хамакинского (рис. 10) и талахского (рис. 11) продуктивных горизонтов по разработанной методике с нанесением всех эксплуатационных скважин, вскрывших соответствующий горизонт, построены схемы отношения средневзвешенного значения содержания соли, д.ед., в скважине к эффективной газонасыщенной мощности, м, продуктивного горизонта /:

п

^ (Нэф, Ссоль, )

у^ср.взв _ /=1_

соль п '

£ Нэф, 1=1

Стоит отметить, что горизонтальные стволы эксплуатационных скважин зачастую не вскрывали подошвы пласта, поэтому в данных случаях полученные расчетные значения могут характеризовать продуктивный горизонт с определенной долей условности.

Анализ результатов по ботуобинскому горизонту (см. рис. 9) показал, что зоны повышенной засолоненности коллекторов здесь расположены, за редким исключением, в при-контурных частях ЧНГКМ, максимальная за-солоненность отмечается в приразломной зоне

северного блока на границе с нефтяной оторочкой. Кроме того, наблюдается некоторый тренд простирания с юго-запада на северо-восток

/-"»Ср.ВЗВ

с повышенными значениями параметра Сс^ль вдоль разлома. Эксплуатационные кусты находятся преимущественно в зонах низкой засоло-ненности. В частности, скважины, не вышедшие на проектный режим, расположены в зоне отсутствия засолонения.

Для хамакинского горизонта максимальные значения засолонения на карте распределения параметра Ссс^зв наблюдаются в основном в северном блоке (см. рис. 10). В целом отмечен тренд, аналогичный ботуобинскому горизонту (см. рис. 9), с единственным исключением: повышенные значения засолонения преобладают в краевых частях газовой залежи в более выраженной форме.

Применительно к талахскому горизонту (см. рис. 11) скважины, не вышедшие на режим эксплуатации, расположены как в зонах без за-солонения, так и в зонах высокой степени засо-лонения. При этом там же расположены и скважины, по которым получены хорошие продуктивные характеристики. Данные наблюдения также коррелировались с результатами геофизических исследований эксплуатационных скважин, по которым явной зависимости продуктивности скважины от степени засолонения не прослеживается.

Рис. 9. Ботуобинский горизонт ЧНГКМ: карта параметра С^"

Рис. 10. Хамакинский горизонт ЧНГКМ: карта параметра С^

здесь и далее на рис. 11 см. экспликацию к рис. 9

,вэв. соль *

Рис. 11. Талахский горизонт ЧНГКМ: карта параметра

***

В результате проведенной работы впервые для ЧНГКМ разработана методика количественного определения содержания галита по данным ГИС. На основании расчетных значений Ссоль по ГИС осуществлена геометризация зон распространения засолоненных отложений для продуктивных горизонтов ЧНГКМ. Геометризация зон распространения засоло-ненных отложений для хамакинского и талах-ского горизонтов показала отсутствие корреляции продуктивности эксплуатационных скважин и распространения зон засолонения.

Геометризация зон засолонения, основанная на методике определения содержания соли при нормализации стандартных методов ГИС, показала свою эффективность при анализе продуктивности эксплуатационных скважин ЧНГКМ и является перспективным способом анализа геолого-геофизической информации для месторождений вендского возраста Восточной Сибири, на которых начато (Ковыктинское газоконденсатное) или планируется (Тас-Юряхское нефтегазоконденсатное) эксплуатационное бурение.

Список литературы

1. Изъюрова Е.С. Фациально-палеогеографические реконструкции для постгляциальных отложений венда юго-востока Непско-Ботуобинской антеклизы / Е.С. Изъюрова, О.В. Постникова, А.В. Постников и др. // Литология и полезные ископаемые. - 2020. - № 5. - С. 419-437.

2. Золоева Г.М. Прогноз зон засолонения нижневендских терригенных пород-коллекторов Непско-Ботуобинской антеклизы / Г.М. Золоева, О.В. Постникова, А.В. Городнов и др. // Геофизика. - 2019. -№ 2. - С. 8-15.

3. Дьяконова Т.Ф. Особенности изучения разреза засолоненных типов разрезов методами

ГИС на примере месторождений Восточной Сибири / Т.Ф. Дьяконова, Т.Г. Исхакова // Геофизика. - 2012. - Спец. вып. к 45-летию Центральной геофизической экспедиции. -С. 85-89.

4. Чурикова И.В. Особенности распространения и свойства засолоненных коллекторов венда Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / И.В. Чурикова, Е.А. Пылёв, Е.О. Семёнов и др. // Вести газовой науки. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. - № 4 (41): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 153-163.

5. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / под ред. В.И. Петерсилье,

В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. - М.: ВНИГНИ; Тверь: Тверьгеофизика, 2003.

6. 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. Козяр, Г.Г. Яценко. - Калинин: Союзпромгеофизика, 1990.

Guidelines on geometrizing zones of saline sediments distribution within the East-Siberian hydrocarbon fields. A case of Chayanda oil-gas-condensate field

Yu.A. Dukhnenko

Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: Y_Dukhnenko@vniigaz.gazprom.ru

Abstract. Complicated geological conditions of origination and multiple secondary transformations of the sediments at the productive horizons of Chayanda oil-gas-condensate field necessitate studying expansion of the Vendian saline reservoirs. Considerable amount of core tests provided derivation of few general patterns for halite distribution in pores, but methodical issues dealing with geometrization of the halite-carrying zones according to well logs have never been examined in detail.

The areal in-field geometrization of the saline zones based on determination of the salt content according to well logs is more informative vs the net consideration of core data. The first way provides total vertical account of salt content throughout the entire well column. With that in mind, using the lithologic and petrophysical tests of the halite-carrying rocks, the Gazprom VNIIGAZ LLC specialists newly for Chayanda field have created a method for quantitative determination of halite content according to well logging data. The named procedure

bases on correlation of the increment of the standardized neutron-gamma or neutron-neutron logs and the halite content according to core tests.

In conformity with the calculated average salt content following the well logs, authors executed geometrization of the saline reservoirs, and in respect to the productive horizons of Chayanda field compared production capabilities of the pioneer wells with the degree of reservoir salinity. Normalization of standard well logs has proved own efficacy in case of Chayanda wells, and is a promising way to analyze geological-geophysical data about the Vendian hydrocarbon fields at Eastern Siberia.

Keywords: natural gas, Eastern Siberia, Chayanda oil-gas-condensate field, saline reservoir, Vendian deposits. References

1. IZYUROVA, Y.S., O.V. POSTNIKOVA, A.V. POSTNIKOV, et al. Facial-paleogeographic reconstructions for post-glacial Vendian sediments at the south-east of Nepa-Botuoba anteclise [Fatsialno-paleogeograficheskiye rekonstruktsii dlya postglyatsialnykh otlozheniy venda yugo-vostoka Nepsko-Botuobinskoy anteklizy]. Litologiya i Poleznyye Iskopayemyye, 2020, no. 5, pp. 419-437. ISSN 0024-497X. (Russ.).

2. ZOLOYEVA, G.M., O.V. POSTNIKOVA, A.V. GORODNOV, et al. O.B. The prediction of salinization of Lower Vendian terrigenous reservoir rocks of Nepsko-Botuobinskaya anteclise [Prognoz zon zasoloneniya nizhnevendskikh terrigennykh porod-kollektorov Nepsko-Botuobinskoy anteklizy]. Geofizika, 2019, no. 2, pp. 8-15. ISSN 1681-4568. (Russ.).

3. DYAKONOVA, T.F., T.G. ISKHAKOVA. Rock salinization is a specific feature of oil productive deposits relating to Eastern Siberia [Osobennosti izucheniya razreza zasolonennykh tipov razreza metodami GIS na primere mestorozhdeniy Vostochnoy Sibiri]. Geofizika, 2012, spec. is. to the centenary of the Central Geophysical expedition, pp. 85-89. 1681-4568. (Russ.).

4. CHURIKOVA, I.V., Ye.A. PYLEV, Ye.O. SEMENOV, et al. Distribution and properties of saline Vendian reservoirs belonging to Chayanda oil-gas-condensate field [Osobennosti rasprostraneniya i svoystva zasolonennykh kollektorov venda Chayandinskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, no. 4 (41): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 153-163. ISSN 2306-9849. (Russ.).

5. PETERSILYE, V.I., V.I. POROSKUN, G.G. YATSENKO (eds.). Guidelines on volumetric calculation of oil and gas geological reserves [Metodicheskiye rekomendatsii po podschetu geologicheskikh zapasov nefti i gaza obyemnym metodom]. Moscow & Tver: All-Russian Research Geological Oil Institute & Tvergeofizika, 2003. (Russ.).

6. VENDELSHTEYN, B.Yu., V.F. KOZYAR, G.G. YATSENKO (eds.). Guidelines on determination ofvolumetric parameters for oil and gas deposits according to well logging together with core tests, sampling and tests of productive layers [Metodicheskiye rekomendatsii po opredeleniyu podschetnykh parametrov zalezhey nefti i gaza po materialam geofizicheskikh issledovaniy skvazhin s privlecheniyem rezultatov analizov kerna, oprobovaniy i ispytaniy ptroduktivnykh plastov. Kalinin, USSR: Soyuzpromgeofizika, 1990. (Russ.).