CC BY
14
УДК 550.812.14
Методика выделения мезоанизотропии пород-коллекторов по данным разноглубинных методов электрического каротажа для уточнения фильтрационно-емкостных свойств при эксплуатационном бурении Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения
С.Ю. Ромащенко
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., no. Ленинский, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, зд. 15, стр. 1 E-mail: S_Romaschenko@vniigaz.gazprom.ru
Ключевые слова:
данные
геофизических исследований скважин, анизотропия, фильтрационные свойства.
Тезисы. Продуктивные отложения Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения характеризуются высокой степенью неоднородности (анизотропии), отражающейся в изменчивости их ли-тологического состава, проницаемости и пористости. В связи с этим целесообразны оценка анизотропии по данным геофизических исследований скважин и ее учет при определении расчетных фильтрационных свойств пластов.
Для оценки анизотропии разработана методика, позволяющая разделить продуктивные отложения по степени неоднородности, основываясь на данных разноглубинных электрических методов. С учетом степени анизотропии при оценке проницаемости для литотипов осуществлялась дополнительная дифференциация зависимостей проницаемости пород от пористости и эффективной пористости, что позволило более достоверно определять фильтрационные характеристики пород в эксплуатационных скважинах и, соответственно, корректнее оценивать прогнозные продуктивные характеристики скважин.
Продуктивные отложения Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (ЧНГКМ) характеризуются высокой степенью неоднородности (анизотропии), отражающейся в изменчивости литологических характеристик, проницаемости и пористости. В связи с этим целесообразны оценка анизотропии по данным геофизических исследований скважин (ГИС) и ее учет при определении расчетных фильтрационных свойств пластов.
В общем случае по масштабу выделяют микро-, мезо- и макронеоднородности отложений [1]. Микронеоднородность продуктивных пластов изучается на образцах керна, выражается в изменчивости структуры порового пространства, наличии вторичного минералообразования, трещинообразования и, соответственно, вариациях фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Объектом масштаба микроуровня является образец керна (примерно длиной 40 мм, диаметром 30 мм). Мезонеоднородность определяет характеристику слоев породы, отражает границы фациальных зон, текстуру породы. Объектом масштаба мезоуровня является продуктивный интервал-коллектор (от 0,8 до 5...6 м). Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов. Объектом масштаба макроуровня является месторождение. Для ЧНГКМ характерны все три уровня неоднородности.
Масштаб мезоуровня согласуется с изменчивостью петрофизических и лито-логических свойств слоя горной породы. Поэтому при изучении мезонеоднород-ности отложений ЧНГКМ рассматривались литологические характеристики прослоев пород по макроописанию керна. Анализ данных макроописания керна показал, что основные литологические разности, которыми представлены коллекторы
на ЧНГКМ, а именно: песчаник, алевролит, гравелит, имеют литологические неоднородности, связанные с глинистостью. Отмечены следующие неоднородности, отражающие глинистость (рис. 1): отдельные слои и прослои глинистых пород; включения и линзы аргиллитов; рассеянная глинистость; частое чередование и тонкое переслаивание с глинистыми отложениями. Различная степень карбо-натизации, ангидритизации, засолонения и наличия гравелитов дополняет литологическую неоднородность отложений.
Рис. 1. Скв. 321-50 ЧНГКМ. Срезы коллекторов с различным процентным содержанием глинистых прослоев [2, 3]: больше 50 (а); 10...50 (б); 1.. .10 (в); 0 (г)
При характеристике объектов мезоуров-ня рассматриваются данные ГИС, а также совокупность образцов, соответствующая прослою горной породы. При этом наиболее информативным является совмещение на графиках результатов лабораторных и промыслово-геофизических исследований, что будет рассмотрено далее.
Для разработки критериев оценки неоднородности по данным ГИС проанализированы результаты обработки динамических микроимиджей по 14 скважинам [4] (табл. 1), которые были увязаны по глубине с данными стандартного и дополнительного комплекса ГИС, а также с литологическим макроописанием керна и результатами петрофизических исследований (рис. 2). Осуществлена качественная интерпретация данных микросканеров, выражающаяся в качественной оценке неоднородности коллекторов, отмечаемой по динамическим имиджам, при этом учитывалась классификация данных, выполненная специалистами Shlumberger. По результатам анализа текстурных особенностей керна и данных микросканеров выделены коллекторы, индексируемые по неоднородности (рис. 3, см. также рис. 2).
В исследованных микросканерами скважинах в ботуобинском горизонте преобладают однородные разности, а доля коллекторов неоднородного строения, по данным
а
б
в
г
Таблица 1
Комплекс исследований, выполненных микросканерами в разведочных скважинах ЧНГКМ
№ п/п Скважина Интервал исследования, м
Пластовый микроимиджер FMI* Акустический 3Б-сканер Sonic Scanner Азимутальный электрический микроимиджер DOBMT Ультразвуковой скважинный сканер UBI*
1 321-56 1519...1846 1470...1840
2 321-58 1529...1644
3 321-64 1624...1793 1500...1788
4 321-65 1617...1763
5 321-69 1587...1792 1580...1790
6 321-76 1522...1850 1455...1846
7 321-78 1602...1784
8 321-80 1792...1946 1800...1940
9 321-81 1859...1951 (FMS)
10 321-85 1590...1820 1624...1827 1605...1831
11 321-86 1731...1938
12 321-89 1439...1789 1380...1786 1418...1796
13 321-90 1479...1824
14 321-91 1550...1885 1559...1901 1541...1906
* FMI - англ. Formation Micro Imager; DOBMI - англ. Dual Oil Based Mud Imager; UBI - англ. Ultrasonic Borehole Imager.
Коллектор: □ однородный
средней однородности
неоднородный
Рис. 2. Фрагмент планшета с примером оценки неоднородности отложений по данным исследований микросканером: ВИКИЗ - высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование; R0.5.R2.0 - разноглубинные зонды ВИКИЗ
FMI, существенно ниже, чем средней однородности и однородных. Такие выводы хорошо согласуются с литологическим описанием керна, по которому пропластки аргиллитов и алевролитов чаще толщиной от первых миллиметров до нескольких сантиметров в основном встречаются в подошвенной части
горизонта. Только в отдельных скважинах песчаники нижней части ботуобинского горизонта замещаются переслаиванием аргиллитов, песчаников и алевролитов (скв. 321-19, 321-2, 847, 849). Это соответствует условиям формирования горизонта, в основном представленного отложениями барового тела (рис. 4).
Структура порового пространства
.....................
к I м II I
■И*«
Фракционный состав
ш Ш
а
11.501 ||.№ 1.11 Ш 1.1 № _ДШЩ1 рзд
Минералогический состав
ГО О
го
Рис. 3. Комплексный пример оценки неоднородности отложений по данным исследований микросканером. Скв. 321-76 ЧНГКМ, хамакинский горизонт.
Экспликацию к рис. см. на с. 146
Рис. 3. Продолжение
т-т-
Т=Т;
Песчаник м/з, ср/з Гравелит
Песчаник с включением гравия Переслаивание песчаника с аргиллитом Переслаивание гравелита и песчаника
т-т-
га
а о с
Редкие выпоты нефш [>:-:-:-:| Аргиллит
\ Аргиллит с прослоями песчаника
^ Переслаивание песчаника и алевролита Алевролит с прослоями аргиллита
Аргиллит с прослоями ангидрита | | Среднеоднородный коллектор Песчаник ангидритизированный Аргиллит с прослоями алевролита Переслаивание доломита и аргиллита Песчаник с прослоями гравелита и аргиллита Песчаник с прослоями аргиллита и алевролита Ангидрит с вкл. доломита и прослоями аргиллита
б б б б ( 6666. ААААл
I<5<5<5<5<I оооос
Песчаник доломитмзированный
Песчаник кр/з
Газонасыщенностъ
Гравелит ангидритаз. с проел, глин
Переслаивание гравелита, песчаника и аргиллита
Песчаник м/з
Песчаник глинистый
Аргиллит апевритмстый
Доломит с включениями ангидрита
Алевролит глинистый
Слабый запах УГВ
Однородный коллектор
Водонасыщенность
Песчаник гравелитистый
Песчаник апевритистый
Гравелит с прослоями песчаника и аргиллита
Аргиллит с прослоями гравелита и песчаника
-
ж
Песчаник ср/з, кр/з, разно/з с кремн. цем. с прослоями аргиллита
—I—
Песчаник с прослоями алевролита Нефгенасыщенность Песчаник с прослоями аргиллита
Переслаивание гравелитов, песчаников, алевролитов, аргиллитов Переслаивание песчаника, аргиллита и ангидрита
а о е
-
Рис. 3. Окончание:
м/з, ср/з, кр/з, разно/з - соответственно мелко-, средне-, крупно- и разнозернистый; УГВ - углеводороды; РЭМ - растровая электронная микроскопия; ДС - диаметр скважины; РК - радиоактивный каротаж; АКШ - широкополосный акустический каротаж; ГГК-п - гамма-гамма каротаж плотностной; СГК - спектрометрический гамма-каротаж
22%
29%
49%
Коллектор:
■ однородный
■ среднейнеоднородности
■ неоднородный
а б в
Рис. 4. Процентное соотношение коллекторов разной однородности по продуктивным горизонтам ЧНГКМ - ботуобинскому (а), хамакинскому (б), талахскому (в) - по выборке разведочных скважин с проведенным FMI
В хамакинском горизонте, по данным FMI, практически с одинаковой вероятностью встречаются все три типа однородности. Это соответствует особенностям формирования отложений хамакинского горизонта в условиях чередования режимов трансгрессии и регрессии морского бассейна. При этом частое и ритмичное чередование песчаника и алевролита связано с ритмом приливов и отливов, на керне это отражено наличием слоистой глинистости.
В талахском горизонте, по результатам анализа данных FMI, преобладают неоднородные интервалы, однородные разности встречаются достаточно редко. Это соответствует отмеченной по результатам лабораторных исследований керна значительной неоднородности горизонта с точки зрения фильтрационно-емкостных свойств, обусловленной в основном частым переслаиванием тонких пластов и прослоев песчаников, алевролитов и гравелитов, плотных и проницаемых. Такое переслаивание еще более усугубляется наличием тонких и тончайших прослоев аргиллита среди песчаных разностей. Более высокая степень неоднородности талахского горизонта соответствует седиментационной модели, представляющей собой ассоциацию фаций аллювиального конуса обломочных потоков. В пределах горизонта наблюдается постепенная латеральная смена грубых конгломератовых и гравийно-песчаных накоплений в вершинах конуса на тонкозернистые на краях и в периферийных частях.
Результаты индексации коллекторов по однородности (данные FMI) сопоставлены с результатами исследований керна, в том числе с данными дополнительных исследований. Основная сложность изучения неоднородных коллекторов методами ГИС состоит в том, что непроницаемые элементы неоднородности
имеют размеры от десятых долей миллиметра до 20.. .25 см, а методы ГИС с небольшим вертикальным разрешением регистрируют вертикальные характеристики. В результате пласто-пересечения характеризуются параметрами ГИС, отражающими интегральные свойства текстурно-неоднородных пород.
Для установления возможности разделения продуктивного разреза ЧНГКМ по степени однородности проанализирована вся выборка данных ГИС с учетом индексов неоднородности, выделенных по данным микросканеров. Наилучшее разделение по однородности получено при использовании относительного коэффициента (К) изменения УЭС разноглубинных зондов ВИКИЗ, представляющего собой отношение разности значений УЭС согласно показаниям зондов большой и малой глубинности к УЭС зонда большой глубинности:
Кп
УЭС - УЭС
. J ВИКИЗ.Ro 2.0 ВИКИЗ.Яо0.5
УЭС
(1)
BHKH3.Ro2.0
где
УЭСВИКИЗ.Яо0.5, УЭСВИКИЗ.Яо2.0 значения кажущегося УЭС по данным зондов ВИКИЗ И10,1И20,4Г малой глубинности (Яо0.5 - длина зонда 0,5 м) и И10,4И21,6Г большой глубинности (Яо2.0 - длина зонда 2 м) соответственно.
Коэффициент однородности КВИКИЗ отражает изменение глубины зоны проникновения в пласте-коллекторе, он увеличивается в однородных пластах и уменьшается в неоднородных, что связано с интегрированным отображением на данных разноглубинного электромагнитного каротажа переслаивания пропластков, отсутствия либо наличия проникновения, глубины проникновения.
Граничные значения КВИКИЗ установлены по дифференциальным распределениям (рис. 5, табл. 2).
Коллектор по данным FMI:
— однородный — средней однородности — неоднородный
Рис. 5. Распределения значений КВИКИЗ по типам неоднородности разреза, установленной по данным FMI, для ботуобинского (а), хамакинского (б) и талахского (в)
горизонтов ЧНГКМ
Применение ВИКИЗ для оценки неоднородности разреза ЧНГКМ наиболее целесообразно, так как эти исследования были выполнены во всех разведочных скважинах, пробуренных в период 2009-2015 гг. (52 скважины), кроме скв. 321-67, а также в 101 эксплуатационной скважине. Следует отметить, что коэффициент однородности по ВИКИЗ отражает именно ме-зонеоднородность отложений, т.е. прослои глинистых пород, которые обычные методы ГИС, отражающие интегральные характеристики разреза скважины в соответствии со своей разрешающей способностью, не регистрируют. Мезонеоднородность можно выявить также по изменчивости данных микробокового каротажа и микрозондов, имеющих высокую разрешающую способность.
Для адаптации установленных по ВИКИЗ пределов неоднородности к данным других разноглубинных электрических методов выбрана скв. 321-86, где в одном интервале проводились ВИКИЗ, боковой каротаж (БК), боковой микрокаротаж (БМК) и боковое каротажное зондирование (БКЗ). Рассчитаны коэффициенты относительного изменения УЭС для разноглубинных зондов ВИКИЗ (КВИКИЗ, см. формулу (1)), БКЗ (КБКЗ) и относительного изменения БМК и БК (кбк.бмк):
УЭС - УЭС
БКЗ УЭС '
V _ ^ЭСБК УЭСБМК
' * ct/" т?л
УЭСК
(2)
(3)
где УЭСБКЗ022, УЭСБКЗ025 - значения кажущегося УЭС по данным зондов БКЗ A1.0M0.1N (шифр параметра в22) и A8.0M1.0N (шифр параметра в25) соответственно; УЭСБК, УЭСБМК - значения кажущегося УЭС по данным БК и БМК соответственно.
Сопоставление расчетных коэффициентов Квикиз, Кбкз и Кбкбмк позволило установить зависимости между ними и, соответственно, определить критерии для разделения однородных и неоднородных интервалов по КБКЗ
и КБК.БМК (табл. 3):
Кбк.бмк = 0,997Квикиз - 0,033,
КТС = 0,49, Пог = 0,16, N = 26, R2 = 0,74; (4)
Кбкз = 0,843КВИКИЗ + 0,205,
КТС = 0,48, Пог = 0,09, N = 23, R2 = 0,73, (5)
где КТС - коэффициент тесноты связи; Пог -погрешность; N - количество определений; R2 - коэффициент детерминации.
По установленным критериям в разведочных скважинах ЧНГКМ, где ранее проводились различные комплексы ГИС, выделены однородные и неоднородные коллекторы (рис. 6).
Результаты оценки однородности продуктивных интервалов предложенным методом согласуются с результатами оценки однородности по данным FMI. В ботуобинском горизонте преобладают однородные продуктивные интервалы, хамакинский горизонт пропорционально сложен однородными коллекторами и коллекторами средней однородности.
Таблица 2
Продуктивные горизонты ЧНГКМ: граничные значения коэффициента однородности, установленные по данным микросканеров и керну
Горизонт квикиз, д.ед.
Неоднородный коллектор Коллектор средней однородности Однородный коллектор
Ботуобинский < 0,4 0,4...0,625 > 0,625
Хамакинский < 0,366 0,366...0,625 > 0,625
Талахский < 0,375 0,375.0,662 > 0,662
Таблица 3
ЧНГКМ: сопоставление расчетных критериев неоднородности по ВИКИЗ, БК-МБК и БКЗ
для коллекторов однородных (тип I), средней однородности (тип II) и неоднородных (тип III)
Горизонт квикиз кбк.бмк кбкз
тип I тип II тип III тип I тип II тип III тип I тип II тип III
Ботуобинский 0.0,4 0,4...0,625 0,625.1 0.0,366 0,366...0,590 0,590.1 0.0,542 0,542...0,732 0,732.1
Хамакинский 0.0,366 0,366...0,625 0,625.1 0.0,332 0,332...0,590 0,590.1 0.0,514 0,514...0,732 0,732.1
Талахский 0.0,375 0,375...0,662 0,662.1 0.0,341 0,341...0,627 0,627.1 0.0,521 0,521...0,762 0,763.1
14%
29%
57%
Коллектор:
■ однородный
■ среднейнеоднородности
■ неоднородный
а б в
Рис. 6. Процентное соотношение коллекторов разной однородности, по данным ГИС, в разведочных скважинах ЧНГКМ: а - ботуобинский горизонт; б - хамакинский горизонт; в - талахский горизонт
Талахский горизонт преимущественно представлен коллекторами средней однородности. Исходя из информации, полученной по исследованным микросканерами скважинам, в та-лахском горизонте преобладают неоднородные породы, но поскольку выборка таких скважин мала (шесть скважин) по сравнению с общим массивом скважин, вскрывших подошву та-лахского горизонта (64 скважины), допустимо изменение пропорционального соотношения однородности коллекторов.
В эксплуатационных скважинах ЧНГКМ, пробуренных до 2018 г., геофизические исследования выполнялись с применением аппаратурного комплекса «Горизонт-90», в состав которого для целей оценки УЭС входила аппаратура ВИКИЗ. При определении неоднородности в этих скважинах использованы граничные значения КВИКИЗ (см. табл. 3).
После 2018 г. исследования проводились комплексом «Каскад-А» (аппаратура: АПРК-8-НГК, АПРК-ГГК-90, АКГ-АТ, 5ИК-90А, ИФМ-90А). При этом измерения УЭС осуществлялись методом многозондо-вого индукционного каротажа (скважинный прибор 5ИК-90А). Исследования УЭС методами ВИКИЗ (УЭСВИКИЗ) и индукционного каротажа (УЭС5ИК) выполнены в одном интервале в пилотном и наклонно-направленном стволах эксплуатационной скв. 2002, куст 29 (2018 г.). Сопоставление этих замеров, выполненное ООО «Газпром ВНИИГАЗ», показало, что в вертикальном стволе наблюдается практически равенство значений УЭСВИКИЗ и УЭС5ИК. Однако параметры зон проникновения ВИКИЗ и индукционного каротажа могут отражаться на данных ВИКИЗ и индукционного каротажа по-разному из-за отличий физических основ методов и зондов. Поэтому выполнены расчет и сопоставление коэффициентов однородности,
рассчитанных по данным ВИКИЗ (см. формулу (1)) и индукционного каротажа (К5ИК). К сожалению, в настоящее время замеры ВИКИЗ и 5ИК в одном интервале исследований проведены лишь в одной скважине (скв. 2002, куст 29), имеющей пилотный и наклонно-направленный стволы, поэтому при анализе использованы только данные об этой скважине.
По результатам сопоставления КВИКИЗ и К5ИК в пилотном стволе скв. 2002, куст 29, выведены следующие уравнения соответствия этих величин, различающиеся для пределов расчетного УЭС5ИК (табл. 4, рис. 7):
• при УЭС > 60 Омм
К5ик = 0,67Квикиз + 0,07, N = 8, Я2 = 0,44; (6)
• при УЭС < 60 Омм
К5ИК = 0,783 Квикиз - 0,095, N = 6, Я2 = 0,51. (7)
Зависимость, полученная по результатам исследования пилотного ствола эксплуатационной скв. 2002, куст 29, хорошо согласуется с данными для ее наклонно-направленного ствола (рис. 8), что подтверждает возможность использования граничных значений К5ИК (см. табл. 4) в скважинах с горизонтальным окончанием ствола. Таким образом, установлены критерии для определения мезонеоднород-ности коллекторов в эксплуатационных скважинах ЧНГКМ, применение которых позволит более точно определять фильтрационные свойства пород.
Анализ образцов керна отложений разной степени однородности из продуктивных горизонтов ЧНГКМ показал закономерное и равномерное уменьшение коэффициента проницаемости (Кпр) при увеличении степени неоднородности коллектора.
Таблица 4
Сопоставление критериев неоднородности, рассчитанных по данным ВИКИЗ, и индукционного каротажа для коллекторов ЧНГКМ: типы коллектора см. в табл. 3
Горизонт Квикиз, Д-еД. к5ик д.ед.
УЭС > 60 Омм УЭС < 60 Омм
тип I тип II тип III тип I тип II тип III тип I тип II тип III
Ботуобинский 0.0,4 0,4...0,625 0,625.1 0.0,338 0,338...0,489 0,489.1 0.0,218 0,218...0,394 0,394.1
Хамакинский 0.0,366 0,366...0,625 0,625.1 0.0,315 0,315...0,489 0,489.1 0.0,192 0,192...0,394 0,394.1
Талахский 0.0,375 0,375...0,662 0,662.1 0.0,321 0,321...0,514 0,514.1 0.0,199 0,199...0,423 0,423.1
1,0
« 0,8
0,6
0,4
0,2
ROPп: О < 80 . г> 10П
О < 14 о < 16 0 0
У
о о •6 < )
о,-"
0,2
1,0
« 0,8
0,6
0,4
0,2
0,4 0,6 а
0,8 1,0 Квикиз, Д.ед.
ROPп: О < 40 . п ^ ЛП
X""
о
0,2
0,4 0,6 б
0,8 1,0 Квикиз, Д.ед.
Рис. 7. Сопоставление значений КВИКИЗ и К5ИК, рассчитанных для пилотного ствола скв. 2002, куст 29, при значениях УЭС выше (а, см. формулу (6)) и ниже (б, см. формулу (7)) 60 Ом^м
1,0
« 0,8
0,6
0,4
0,2
0,2
ROPп: О < 80 - О < 100 О < 120 О < 140 - О < 160
Щ> О О о °о х"
°о о 3 °
О О
0,4
0,6
0,8 1,0 Квикиз, Д.ед.
Рис. 8. Сопоставление значений КВИКИЗ и К5ИК, рассчитанных для горизонтального ствола скв. 2002, куст 29, УЭС > 60 Ом-м
(см. формулу (6))
С учетом разработанных критериев в разрезе разведочных и эксплуатационных скважин выделены интервалы, характеризующиеся разной анизотропностью (рис. 9). Процентное соотношение пород разной степени неоднородности, установленное по данным ГИС в разрезе эксплуатационных скважин, согласуется с аналогичными данными о разведочных скважинах.
В зависимости от степени анизотропии при оценке проницаемости для литотипов осуществлялась дополнительная дифференциация зависимостей К^ = /К,) и К^ = .ДК^ф), где К, и Кпэф - коэффициенты пористости и эффективной пористости соответственно. Это позволило более достоверно определять фильтрационные характеристики пород в эксплуатационных скважинах и корректнее оценивать прогнозные продуктивные характеристики скважин.
0
0
0
0
0
0
16%
29%
55 %
Коллектор:
■ однородный
■ среднейнеоднородности
■ неоднородный
а б в
Рис. 9. Процентное соотношение коллекторов разной однородности по продуктивным горизонтам ЧНГКМ - ботуобинскому (а), хамакинскому (б), талахскому (в) - по данным
эксплуатационных скважин
***
Для продуктивных интервалов ЧНГКМ установлено значительное влияние мезонеод-нородности на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов.
Впервые на основе методов электрического каротажа разработана методика выделения интервалов коллекторов различной
однородности. Методика адаптирована к условиям эксплуатационных скважин, что позволяет учитывать неоднородности коллекторов при анализе фильтрационно-емкостных свойств в эксплуатационных скважинах и, следовательно, более корректно оценивать продуктивные характеристики скважин.
Список литературы
1. Страхов П.Н. Исследование неоднородностей нефтегазоносных месторождений / П.Н. Страхов, В.Н. Колосков, О.А. Богданов и др. - М.: Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2018. - 189 с.
2. Рыжов А.Е. Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения / А.Е. Рыжов // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. -
№ 1 (12): Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. - С. 145-160.
3. Поляков Е.Е. Продуктивность сложнопостроенных терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения
в зависимости от литолого-петрофизических свойств и геолого-технических условий вскрытия отложений / Е.Е. Поляков, Е.А. Пылев, И.В. Чурикова и др. // Территория нефтегаз. - 2017. - № 12. - С. 22-32.
4. Сасина Э.А. Микроимиджеры - прогрессивный метод для исследования карбонатного разреза / Э.А. Сасина, В.А. Федорина,
М.З. Исакова // Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли Северо-Кавказского федерального округа. - Ставрополь: СевероКавказский федеральный университет, 2018. -С. 56-59.
Procedure for singling out mesoanisotropy of reservoir rocks according to data of multi-depth electric logging to precise porosity and permeability during production drilling at Chayanda oil-gas-condensate field
S.Yu. Romashchenko
Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: S_Romaschenko@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Productive sediments at Chayanda oil-gas-condensate field are notable for high heterogeneity (anisotropy), providing alterability of lithologic characteristics, porosity and permeability. Therefore, it will be reasonable to asses this anisotropy using well logs and to consider it while calculating filtration properties for formations.
To estimate anisotropy, there is a procedure, which enables classifying the reservoirs by the extent of their
heterogeneity using the multi-depth electric well logs. Depending on the extent of the lithotype anisotropy, the
functional relationships between permeability, porosity and effective porosity were additionally differentiated.
It assured more valid determination of rock filtration properties and more correct prediction of well productivity.
Keywords: log data, anisotropy, filtration properties.
References
1. STRAKHOV, P.N., V.N. KOLOSKOV, O.A. BOGDANOV, et al. Studying heterogeneities of oil-gas-bearing fields [Issledovaniye neodnorodnostey neftegazonosnykh mestorozhdeniy]. Moscow: National University of Oil and Gas «Gubkin University», 2018. (Russ.).
2. RYZHOV, A.Ye. Types and properties of the clastic Vendian reservoirs of Chayandinskoe NGKM [Tipy i svoystva terrigennykh kollektorov venda Chayandinskogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2013, no. 1 (12): Actual problems of studies of hydrocarbon field bedded systems, pp. 145-160. ISSN 2306-8949. (Russ.).
3. POLYAKOV, Ye.Ye., Ye.A. PYLEV, I.V. CHURIKOVA, et al. Productivity of complex terrigenous Vendian reservoirs of Chayanda field depending on lithological-petrophysical properties and geological-engineering conditions of deposit uncapping [Produktivnost slozhnopostroyennykh terrigennykh kollektorov venda Chayandinskogo mestorozhdeniya v zavisimosti ot litologo-petrofi zicheskikh svoistv i geologo-tekhnicheskikh usloviy vskrytiya otlozheniy]. Territoriya neftegaz. 2017, no. 12, pp. 22-32. ISSN 2072-2745. (Russ.).
4. SASINA, E.A., V.A. FEDORINA, M.Z. ISAKOVA. Microimagers as a progressive method for testing carbon-bearing columns [Mikroimidzhery - progressivnyy metod dlya issledovaniya karbonatnogo razreza]. In: Topical problems ofpetroleum industry at North-Caucasus Federal District [Aktualnyye problem neftegazovoy otrasli Severo-Kavkazskogo federalnogo okruga]: collected bk. Stavropol, Russia: North-Caucasus Federal University, 2018, pp. 56-59. (Russ.).
