CC BY
26
УДК 553.98
Основные закономерности изменения статистических оценок фильтрационно-емкостных свойств вендских отложений по глубине залегания для месторождений, входящих в газотранспортную систему «Сила Сибири»
Ю.М. Чуриков
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 E-mail: Y_Churikov@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Одним из важных аспектов обобщения геолого-геофизической информации, накопленной на этапах поиска и разведки месторождений, является установление закономерностей изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) отложений в зависимости от глубины залегания. Такие обобщения были проведены для крупных месторождений Западной Сибири. Сосредоточение значительной доли углеводородного сырья в сложнопостроенных породах венда Восточной Сибири определяет необходимость проведения аналогичных исследований для этих отложений.
Рассмотрены закономерности изменения статистических оценок ФЕС с глубиной для основных месторождений, входящих в газотранспортную систему «Сила Сибири» - Чаяндинского, Тас-Юряхского, Верхневилючанского и Ковыктинского - и относящихся по схеме фациального районирования к Тунгусскому фациальному региону. Исследованы условия формирования и залегания продуктивных горизонтов венд-кембрийского возраста, минералогические, структурные и текстурные характеристики горизонтов. Впервые для вендских отложений Восточной Сибири в пределах Нюйской, Вилючанской, Ботуобинской, Ийско-Жигаловской фациальных зон разработаны зависимости изменения статистических характеристик ФЕС от абсолютной глубины.
Установлено, что наиболее уверенно закономерности изменения ФЕС по глубине прослеживаются для горизонтов, являющихся стратиграфическими аналогами, а именно: пласта В5 парфе-новского горизонта Ковыктинского газоконденсатного месторождения и ботуобинского горизонта Чаяндинского и Тас-Юряхского нефтегазоконденсатных месторождений; пласта В10 хамакинского горизонта Чаяндинского и харыстанского горизонта Верхневилючанского нефтегазоконденсатных месторождений.
Применение установленных зависимостей изменения ФЕС по глубине целесообразно для вендских отложений малоизученных месторождений с учетом литофациального районирования для экспресс-оценки пределов ФЕС по абсолютной глубине, а также подтверждения корректности результатов исследований керна и интерпретации данных геофизических исследований скважин.
Ключевые слова:
вендские
отложения,
фильтрационно-
емкостные
свойства,
закономерность,
месторождение,
газотранспортная
система «Сила
Сибири».
Прослеживание закономерностей изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) отложений в зависимости от глубины залегания является одним из важных аспектов обобщения геолого-геофизической информации, накопленной на этапе поиска и разведки месторождений. Для отложений неокома Западной Сибири такое обобщение было выполнено рядом исследователей [1] и получило широкое применение при анализе и интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) таких крупных газоконденсатных месторождений, как Уренгойское, Ямбургское и др. на этапе их разведки. В настоящее время большой накопленный объем геолого-геофизических данных позволил выполнить аналогичные обобщения для продуктивных отложений венда Восточной Сибири. С учетом высокой актуальности изучения района строительства газотранспортной системы (ГТС) «Сила Сибири» выполнен анализ изменения ФЕС и петрофизических свойств отложений по глубине залегания для продуктивных горизонтов основных месторождений, входящих в ГТС: Чаяндинского, Тас-Юряхского, Верхневилючанского и Ковыктинского.
По схеме фациального районирования изучаемые месторождения относятся к Тунгусскому фациальному региону. К Предпатомскому фациально-му району относятся основная площадь Чаяндинского нефтегазоконденсатного
месторождения (НГКМ) и Верхневилючанское НГКМ. При этом Чаяндинское НГКМ относится к Нюйской фациальной зоне, Верхневилючанское - к Вилючанской. Ботуо-бинская фациальная зона Непско-Ботуобинс-кого фациального района распространяется на Тас-Юряхское НГКМ и северную часть Чаяндинского НГКМ. Ковыктинское и Чиканс-кое месторождения относятся к Ийско-Жига-ловской фациальной зоне Ангаро-Ленского фациального района.
При анализе данных рассматривались следующие горизонты:
• ботуобинский Чаяндинского и Тас-Юряхского НГКМ (Ботуобинская и Нюйская фациальные зоны);
• хамакинский Чаяндинского НГКМ (Нюйская фациальная зона);
• талахский Чаяндинского и Тас-Юряхс-кого НГКМ (Ботуобинская и Нюйская фациаль-ные зоны);
• юряхский Верхневилючанского НГКМ (пласты Ю; и Юп, Вилючанская фациальная зона);
• харыстанский и вилючанский Верхне-вилючанского НГКМ (Вилючанская фациаль-ная зона);
• парфеновский Ковыктинского газокон-денсатного месторождения (ГКМ), в том числе для Хандинского участка (Ийско-Жигаловская фациальная зона).
Особенности формирования, структурно-литологические особенности продуктивных горизонтов Чаяндинского НГКМ освещались ранее в ряде работ [2-9], однако региональному обобщению данных уделялось мало внимания. Анализ глубин залегания, термобарических условий и характеристик пластовых
вод продуктивных горизонтов рассматриваемых месторождений приведен в табл. 1. Минерализация пластовых вод этих горизонтов является высокой и изменяется в пределах 322...440 г/л. Глубины залегания терригенных отложений увеличиваются от Чаяндинского НГКМ (1321.1979 м) к Тас-Юряхскому НГКМ (1908.1996 м), Верхневилючанскому НГКМ (2100.2500 м) и Ковыктинскому ГКМ (2840.3320 м). Соответственно с глубиной увеличиваются и значения пластовых давлений, которые являются аномально низкими -ниже гидростатического - с разными коэффициентами аномальности.
Коэффициенты аномальности пластового давления Чаяндинского НГКМ составляют для ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов соответственно 0,85; 0,80; 0,73.0,75; для парфеновского горизонта Ковыктинского ГКМ этот коэффициент изменяется в диапазоне 0,79.0,92, составляя в среднем 0,86.
Для продуктивных горизонтов Чаяндинс-кого, Верхневилючанского и Тас-Юряхского НГКМ характерен низкотемпературный режим залегания: температуры составляют от 11,5 (талахский горизонт Чаяндинского НГКМ) до 18,6 °С (харыстанский горизонт Верхневилючанского НГКМ). Парфеновский горизонт Ковыктинского ГКМ залегает в условиях более высоких температур - до 56 °С. Минерализация пластовых вод горизонтов является высокой и лежит для рассматриваемых отложений в близких пределах 322.440 г/л. Таким образом, для обсуждаемых месторождений установлены в основном близкие условия залегания вендских отложений, определяемые главным образом глубинами залегания.
Таблица 1
Основные характеристики залегания продуктивных горизонтов Чаяндинского, Тас-Юряхского, Верхневилючанского НГКМ и Ковыктинского ГКМ
Месторождение Продуктивный горизонт Глубина залегания, м Пластовое давление, МПа Пластовая температура, °С Минерализация воды, г/л
Чаяндинское НГКМ Ботуобинский 1419.1979 12,9.13,5 +9.+11 348,6
Хамакинский 1321.1886 12,6.12,9 440,9
Талахский 1547.1885 11,5.12,1 381,5
Тас-Юряхское НГКМ Ботуобинский 1908.1996 14,1 +12,5 322,0.389,0
Талахский 1945.1971 14,0 +12,5
Верхневилючанское НГКМ Юряхский 1570.1700 15,9 +9 357.384
Харыстанский 2100 17,1.18,6 +14 360.380
Вилючанский 2500 17,5 +17
Ковыктинское ГКМ Парфеновский 2840.3320 25,4 +56 344,0
Условия формирования продуктивных горизонтов венд-кембрийского возраста, минералогические, структурные и текстурные характеристики горизонтов, определяющие значения ФЕС отложений, перечислены в табл. 2. В том числе показано количественное соотношение в породах горизонтов коллекторов с различными типами проницаемости. Согласно классификации А.А. Ханина, разработанной для терригенных коллекторов, выделены шесть классов проницаемости, Д:
I: > 1 - очень высокая;
II: 0,5...1 - высокая;
III: 0,1.0,5 - средняя;
IV: 0,01.0,1 - пониженная;
V: 0,001.0,01 - низкая;
VI: < 0,001 - коллектор непромышленного значения.
Графический анализ статистических оценок ФЕС и петрофизических свойств приведен на рис. 1-3. Вариации ФЕС продуктивных отложений венд-кембрийского возраста изучаемой группы месторождений обусловлены целым рядом факторов, основными из которых являются седиментационные особенности и вторичные преобразования.
Статистические характеристики ФЕС основных продуктивных горизонтов проанализированы при сопоставлении их с абсолютной глубиной (Яа6с) залегания отложений (табл. 3). В результате установлены и математически выражены закономерности изменения статистических характеристик основных свойств продуктивных отложений в зависимости от Набс вендских отложений в пределах Нюйской, Вилючанской, Ботуобинской, Ийско-Жигаловской фациальных зон.
При анализе также учтены граничные значения ФЕС, разработанные на основе сопоставления ФЕС с граничными значениями эффективной пористости (табл. 4).
а ц
ба аТ
е
Р
е
и
и
а
о
и И
и к
а е
а
0 ^
и *
И ^
2 8
Я «
а в
и
& §
* ^
5 ЬИ
13 * а 8
£ Э
« §
а й
Л ее
и "
и И
;а к
и =
<и <ц
г ч
ё «
1 ®
я н а и
<и <и
« Я
-
2 =
а
^
н
а
^
а
н и
«
а е а
а
о ■&
к е
Ч *
£ X ¡2 < 8 <
&
хношсТод
ЭИНЭ1ЪК0С1013Э]^
¡3 к и 3 и
к к Ь > >
и 5
р к ч
Ь и и
В Я
0
Й & I» «
О В
§ я в II
а 4 3 « °
^ . - К н &
я « К й 3
М 3 и и К
8 § Й В 'В &
к I § § £ р
« £ § Э в а
о Й- ™ а е Я
К * ¡о ¡О « ^
В 5 ^ I 3 с
Л я О X ¡5 к
и м к м £ и
Я О Я СС У н
£ [а !з
1) ^
3 § « 5
со Ь ^ О
О К
Ом _ й о м
? § I 3 £ §
Я 5 ¡2 О 2 О,
и Й и &
Я 5 Я с « ч
о ¡и я о о ч
ё £ ? & §
<и Л О и и
2 8 ё § £ &
м ^ & Ч
2 К
ё ^ й 42
О
£ & & а
м И ю
иияэнидоЛход
- го 'чО
5 ¡и ¡и 5 *
> >
& ^ « й .
Ч в 5 Я 2
М В
о О %
В ¡2
¡2 '5
<р к 2
К 13
В И
2 ¡а
К 13
Я о о
« ^ и
^ &
а -я
& о й
к К н
ИИЯЭНИЯВИВХ
эоязни^нкв^
Ме сторожд ение Горизонт Основные фациальные обстановки Тип пород по гранулометрическому и литологическому составам Тип цемента Вторичные изменения Доля коллекторов разных классов про ницаемо сти (по классификации А. А. Ханина), %
Чаяндинское Талахский Фации центральной, краевой и дистальной частей временного потока, пограничной зоны дистальной части временного потока и зоны застойного гидродинамического режима Неравномерное переслаивание гравелитов, средне-, мелко-и крупнозернистых песчаников с прослоями алевролитов и аргиллитов Кварцевый регенерационный (в основном) порового, пленочного, сгусткового типа. Редко карбонатный (доломитовый) и сульфатный (ангидритовый, реже гипсовый). Глинистый гидр о слюдистый (тонкочешуйчатый) и глинисто-карбонатный пленочного и порово-пленочного типов неравномерно, в единичных прослоях Регенерационные структуры; микро стило лито вые контакты кварцевых зерен; серицитизация; пелитизация; тонкорассеянное рудное напыление; слюдистые каемки; активное ожелезнение; сульфатизация; кристаллы ангидрита; коррозия зерен гипсовым и ангидритовым цементом; деформация и гидратация слюды; пиритизация I класс - 0,7; II класс - 0,9; III класс -6,3; IV класс -21,4; V класс - 33,8; VI класс - 36,9
Тас-Юряхское Ботуобинский Основную массу отложений можно отнести к фации бара (хорошо отсортированные песчаники) Мелко-, сред незернистые хорошо сортированные песчаники. В нижней части пласта увеличивается содержание алевритового материала, и песчаники замещаются песчанистыми алевролитами Песчаники: • глинистый (до 3 %, редко до 13... 20 %); • ангидритовый (5 %, редко до 20 %); • кар бо натны й (14 %); • редко кварц-полевошпатовый и кварцевый регенерационный (до 2,8 %). Алевролиты: • глинистый (до 20 %); • карбонатный (до 15%); • ангидритовый (до 15%) Сульфатизация; галитизация песчаников; регенерация I класс - 15,6; II класс - 13,4; III класс -28,9; IV класс - 26,9; V класс - 6,3; VI класс - 8,9
Талахский Преобладали континентальный и прибрежно-морской режимы о с ад ко накопления. Формирование горизонта происходило в период трансгрессии морского бассейна Частое чередование плотных и проницаемых, песчаников, мелко-, среднезернистых. В подошвенной части встречаются гравелиты и брекчированные породы Песчаники: • глинистый для олигомиктовых песчаников (содержание от 1,7 до 20 %, преобладает гидро слюда); • карбонатный для мономиктовых песчаников. Алевролиты: • глинистый (15... 20 %); • гидро слюда пластинчатая, реже тонкочешуйчатая, каолинит чешуйчато-агрегатный Регенерация кварца и калиш патов I класс - 3,3; II класс - 8,1; III класс -29,1; IV класс -40,4; V класс - 15,6; VI класс - 3,5
В ерхневилючанс кое Юряхский Осадконакопление происходило в мелководном морском бассейне с периодически изменяющимися соленостью и интенсивностью привноса глинистого материала Пласт Ю-1: доломиты и доломитизированные известняки Небольшая часть пор частично или полностью выполнена глинисто-органическим веществом или битумом, другие заполнители присутствуют гораздо реже; существенная часть микротрещин в нижней трети пласта выполнена ангидритом Перекристаллизация доломита; доломитизация, кальцитизация и перекристаллизация кальцита (в меньшей степени); сульфатизация (еще в меньшей степени) I класс - 0; II класс - 0,1; III класс -1,8; IV класс -20,6; V класс-24,8; VI класс - 52,7
Пласт Ю-П: доломиты микро-, тонко-, иногда разнозернистые не ело истые массивные, в различной степени сульфатизированные, послойно глинистые, микрофитолитовые в различной степени трещиноватые локально засолоненные Значительная часть пор частично или полностью заполнена глинистым веществом или ангидритом. В глинистом материале преобладает гидр о слюда. В алевритовой фракции нерастворимой части пород доминирует кварц, в подчиненном количестве присутстЕуют полевые шпаты (10... 15 %), спорадически в небольшом количестве встречаются слюды и обломки кремнистых пород Единичные случаи сульфатизации, доломитизации и перекристаллизации доломита; трещиноватость; засолонение I класс - 0; II класс - 0; III класс -0,1; IV класс -12,4; V класс - 25,6; VI класс - 61,9
<и К К <о ы о Он о н Доля коллекторов
я о § Он е Основные фациальные обстановки Тип пород по гранулометрическому и литологическому составам Тип цемента Вторичные изменения разных классов про ницаемо сти (по классификации
1 А. А. Ханина), %
Чередование песчаников мелко-,
средне-, крупнозернистых, I класс - 0;
8 О К И о К н о я Он $ Небольшие колебания уровня палеоморя в период накопления песчаного материала вдоль береговой линии алевролитов крупнозернистых, иногда тонкослоистых, аргиллитов, часто алевритовых, тонко- и микрослоистых. Пласты Карбонатный; ангидритовый; глинистый. Содержание цемента в песчаных разностях в основном не превышает 10 % (в среднем 4...5 %) - II класс - 0,6; III класс -15,5; IV класс -26,6; V класс - 14,3;
2 и пропластки аргиллитов разделяют VI класс - 43,0
песчаные пачки
ал К 5® I класс - 1,6;
Он ал т Вилючански - Песчаники преимущественно мелко- ср ед нез ернисты е. В основании гравелиты слабо-и среднее цементированные Пор о вый, пор о во-пленочный, гидр о слюдистый, иногда с каолинитом. В ряде случаев роль цемента выполняет регенерационный кварц Регенерация кварца II класс - 7,7; III класс - 19,6; IV класс -21,4; V класс - 18,9; VI класс - 30,8
Первичный цемент: глинистый и представлен
Пласт Пг сформировался в условиях Песчаники мелкозернистые, преимущественно хлоритом пленочным и пор о вы м. I класс - 0;
прибрежно-морской равнины алевритистые до перехода Вторичный цемент: преобладающие компоненты - II класс - 0;
и локализованных аллювиально-дельтовых в алевролиты, реже крупно- регенерационный кварц, а также пятнообразно Регенерация кварца; интенсивная регенерация III класс -0,2;
<и о палеопотоков. Постепенная смена обстановки и сред незернистые с ритмичными распределенные доломит, ангидрит и гипс. В порах обломочных зерен IV класс - 5,2;
к осадконакопления с аллювиальной прослоями алевролитов иногда присутствует гематит. Вокруг зерен помимо V класс - 11,5;
о К о со на пр иливно-отливную и аргиллитов хлоритовой оболочки встречается тонкая гематитовая VI класс-83,1
К ь о К <ц Он С оболочка
3 со & Пласт Г^: начал формироваться в континентальных условиях аллювиального генезиса. К завершению формирования пласта генезис менялся от аллювиального к аллювиально-дельтовым условиям и к переходному - прибрежно-морскому -генезису Песчаники крупно-, средне-, мелкозернистые до алевритистых с редкими ритмичными прослоями алевролитов и аргиллитов Интенсивная аутигенная цементация, представленная в основном каемками хлорита и кварцевого регенерационного цемента - I класс - 0; II класс - 0,3; III класс -2,3; IV класс -13,4; V класс - 19,6; VI класс - 64,4
0 0,04 0,08 0,12 0,16 0,20 0,24 0,28
К2 ,д.ед.
X /
0 0,04 0,08 0,12 0,16 0,20 0,24 0,28
Н2°
К2 ,д.ед.
— Чаяндинское НГКМ Горизонты Верхневилючанского НГКМ:
— Тас-Юряхское НГКМ — юряхский, пласт Ю-1
— Ковыктинское ГКМ — юряхский, пласт Ю-11
— Хандинскийучасток — вилючанский
Ковыктинского ГКМ — харыстанский
Рис. 1. Сопоставление дифференциальных распределений коэффициентов К^20 пористости по керну (водонасыщению) продуктивных горизонтов - ботуобинского (а), 1-го и 2-го юряхских (б), хамакинского (в), харыстанского и вилючанского (г), талахского (д), парфеновского (е) -месторождений, входящих в ГТС «Сила Сибири»
б
а
в
г
е
д
а 0,16
10-
10-
100
101 102 103
104
С-д
Рис. 2. Сопоставление дифференциальных распределений коэффициентов Крс абсолютной проницаемости (по керну) продуктивных горизонтов - ботуобинского (а), харыстанского и вилючанского (б), хамакинского (в), парфеновского (г), талахского (д) - месторождений, входящих в ГТС «Сила Сибири». Здесь и далее на рис. 3 см. экспликацию к рис. 1
б
в
г
д
0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 0
К ,Д.ед.
Рис. 3. Сопоставление дифференциальных распределений коэффициента Ко.в остаточной водонасыщенности (по капилляриметрии) продуктивных горизонтов - ботуобинского (а), 1-го и 2-го юряхских (б), хамакинского (в), харыстанского и вилючанского (г), талахского (д), парфеновского (е) - месторождений, входящих в ГТС «Сила Сибири»
б
а
0
в
г
0
е
д
0
Таблица 3
Основные статистические оценки ФЕС по продуктивным горизонтам месторождений,
входящих в ГТС «Сила Сибири»
Месторождение Горизонт Средняя Набс м К„Н2°, д.ед. К;бс, мд Ков д.ед. Содержание глин, %
макс. средн. макс. средн. мин. средн. макс. средн.
Чаяндинское Ботуобинский -1404 0,272 0,132 5496 324,2 0,006 0,17 52,6 3,3
Хамакинский -1290 0,271 0,094 6100 186,4 0,009 0,281 53,5 7,0
Талахский -1409 0,236 0,111 7513 55,4 0,014 0,481 39,1 8,0
Тас-Юряхское Осинский -1155 0,199 0,085 7 1,7 0,157 0,482 - -
Ботуобинский -1603 0,26 0,131 8800 737,9 0,011 0,354 50,7 12,4
Талахский -1627 0,254 0,136 4516 186,5 0,041 0,363 25,6 10,9
Ковыктинское Парфеновский -2255 0,219 0,123 555 20,0 0,06 0,449 31 14,6
Верхневилючанское Юряхский, пласт Ю-1 -1337 0,276 0,144 584 18,4 0,071 0,149 - -
Юряхский, пласт Ю-11 -1352 0,294 0,153 109 6,4 0,066 0,161 - -
Харыстанский -1996 0,223 0,124 451 94,3 0,035 0,322 22,6 5,8
Вилючанский -2159 0,238 0,114 4724 181,4 0,047 0,412 20,8 9,4
Таблица 4
Обобщение установленных граничных ФЕС для группы месторождений, входящих в ГТС «Сила Сибири»
Месторождение Горизонт Средняя ^^аб^ м Граничные значения
установленные принятые при подсчете запасов
КН2°, д.ед. Карс, мд КН2°, д.ед. Карс, мД
Чаяндинское Ботуобинский -1404,1 0,039 0,8 0,039 0,8
Хамакинский -1290,4 0,040 0,7 0,040 0,5
Талахский -1408,7 0,065 0,7 0,065 0,7
Тас-Юряхское Ботуобинский -1607,3 0,040 4,0 0,057 -
Талахский -1538,1 0,072 5,0
Ковыктинское Парфеновский -2254,8 0,080 0,6 0,086 0,1
Верхневилючанское Юряхский, пласт Ю-1 -1337,1 0,065 0,4 0,052/0,070 0,1-1
Юряхский, пласт Ю-11 -135,2 0,074 0,4 0,067/0,088 0,08-1,3
Харыстанский -1995,9 0,044 1,5 0,048/0,07
Вилючанский -2159,4 0,082 1,6 0,077/0,094
Изменение статистических оценок К^20 для коллекторов изучаемой группы месторождений в зависимости от Набс выражается уравнениями с высокими коэффициентами корреляции:
Яабс =
максимальных оценок - К
_1_
Н20 : .макс
Н20 : п.макс *
-0,00213-0,00253 ^ КН КТС = 0,61, Пог = 0,063;
среДних оценок - КН£едн:
Н абс =
0,000106-0,0409(КН2°едн )2
КТС = 0,53, Пог = 0,083;
Н абс =
граничных оценок - К^:
_1_
-0,000908 - 0,0694(КН° )2
КТС = 0,22, Пог = 0,12,
(3)
(1)
(2)
где КТС - коэффициент тесноты связи; Пог -погрешность.
Зависимость изменения значений КНг0
п.макс
с глубиной верна даже для карбонатных отложений юряхского горизонта. Отмечается тесная корреляционная зависимость значений Кн^еДН и Набс для ботуобинского горизонта Чаяндинского и Тас-Юряхского месторождений, талахского горизонта Тас-Юряхского месторождения, продуктивных пластов Верхневилючанского и Ковыктинского
1
месторождений (рис. 4). При этом для ха-макинского и талахского горизонтов Чаяндинского НГКМ значения КНОедн ниже установленной общей тенденции, что отражает серьезное влияние вторичных процессов на ФЕС этих горизонтов. Графически обобщенная математическая модель изменения статистических оценок Кп в зависимости от Яа6с представлена на рис. 5.
Закономерности изменения значений Кпр6с по глубине также выражены в виде уравнений (рис. 6):
• максимальных - К^^:
граничных - К^
н а6с =
23748154
-10696,3- К:
абс
пр.макс
КТС = 0,35, Пог = 0,1;
абс
• средних - К^
Н = 3,85К^°средн - 2331, КТС = 0,49, Пог = 0,09 N = 6),
где N - размер выборочной совокупности;
Н = 167,8^^ - 2322, КТС = 0,: Пог = 0,03.
(6)
(4)
(5)
Следует отметить, что закономерности изменения статистических характеристик Кпр6с по глубине отличаются более широкими пределами (см. рис. 6), чем наблюдаются для К^20 При этом достаточно уверенно прослеживаются закономерности изменения К^смакс и К^ссредн для горизонтов, являющихся стратиграфическими аналогами: пласта В5 парфеновского горизонта Ковыктинского ГКМ и ботуобинского горизонта Чаяндинского и Тас-Юряхского НГКМ; пласта В10 хамакинского горизонта Чаяндинского НГКМ и харыстанского горизонта Верхневилючанского НГКМ. Значительно меньшими значениями характеризуется проницаемость карбонатных пластов юряхского горизонта кембрия. Обобщение полученных закономерностей в виде математической модели изменения статистических характеристик Кпбс
3 -1000 ^ -1200 -1400 -1600 -1800 -2000 -2200 -2400
0,18
•* р- л
/ 5-
/ я яа
/ /
/ • • • и
/ • • г/ /
:
•* ¿ ■о.
/ л :
; ; ,*
;
0,22
0,26
/ , ■ ,■■
• у ;
• • • • »
/ 0 О
ч □ /
• ш • : Р .•
' • •
; ; ;
: А •
Р:
•ос :
: : <?
; ;
: ;
0,30 0,08
Т,Ы,0
К 1 , д.ед.
п.макс'
£
Ч '?о
о-т-
0,12 0,16 б
0,20 0
0,04
Т,Ы,0
К 1 , д.ед.
п.средн'
0,08
0,12
Т,Ы,0
К 1 , д.ед.
В п.гр'
Чаяндинское НГКМ, горизонт: Верхневилючанское НГКМ, горизонт:
□ ботуобинский О юряхский, пласт Ю-1
□ хамакинский О юряхский, пласт Ю-11
□ талахский О харыстанский
Тас-Юряхское НГКМ, горизонт: О вилючанский
■ ботуобинский Ковыктинское ГКМ, горизонт:
■ талахский О парфеновский
Рис. 4. Изменение основных статистических характеристик КН2° по глубине залегания для продуктивных пластов Нюйской, Вилючанской, Ботуобинской, Ийско-Жигаловской фациальных зон: а - Кн°кс (см. формулу (1)); б - КН2°дн (см. формулу (2)); в - (см. формулу (3))
-2000
-2200
-2400
0,08
0,16
0,24
0,32
0,40 К"2 , д.ед.
Чаяндинское НГКМ, горизонт: Верхневилючанское НГКМ, горизонт:
О ботуобинский О юряхский, пласт Ю-1
О хамакинский О юряхский, пласт Ю-11
О талахский О харыстанский
Тас-Юряхское НГКМ, горизонт: О вилючанский
О ботуобинский Ковыкгинское ГКМ, горизонт:
• талахский О парфеновский
• боханский
Рис. 5. Математическая модель изменения статистических оценок К^20 по глубине для продуктивных пластов венд-кембрийского возраста Нюйской, Вилючанской, Ботуобинской, Ийско-Жигаловской фациальных зон при сопоставлении с фактическими данными: см. формулы (1) - (3)
по глубине с представлением керновых данных отражено на рис. 7.
Изменение статистических оценок Ков по глубине представлено на рис. 8. Минимальное значение Ковмин для всех терригенных отложений венда выражается уравнением
Набс =
1
Ковыктинского ГКМ, вилючанского, харыстан-ского горизонтов Верхневилючанского НГКМ
Н абс =
к„
-0,00028К -0,00007
' о.в.среди '
КТС = 0,95, Пог = 0,01;
(8)
-0,0001 + 0,0002761в(Кавмин) КТС=0,69, Пог = 0,05. (7)
Среднее значение Ковсредн имеет разные тенденции уменьшения по группам горизонтов:
• для ботуобинского горизонта Чаяндинс-кого НГКМ, парфеновского горизонта
• для ботуобинского и талахского горизонтов Тас-Юряхского НГКМ:
Набс =
-0,000127К -0,00018
' о.в.среди '
КТС = 0,75, Пог = 0,02.
(9)
0
51 -1000
с
-1200 -1400 -1600 -1800 -2000 -2200 -2400
;
; 1
^ Карбонаты ;
юряхского горизо нта /у?
Р/ /
/ / /
у" / /
/
'** О
........
102
103
К
104
,мД
100
Карбонаты ; : ;
юряхского го ^зоша о • •
О О ...... У; :
¡4;
;
' ("о";
..-а"' /
п
(
* щ
1 1
*
ш
о
.....1
101
б
102
ка6
103
>мД
0,2 0,4
12
К
10
,мД
Рис. 6. Изменение основных статистических характеристик Кпарбс по глубине залегания для продуктивных пластов Нюйской, Вилючанской, Ботуобинской, Ийско-Жигаловской
фациальных зон: а - К^смакс (см. формулу (4)); б -
к^ссред„ (см. формулу (5)) в ■
к£р (см. формулу (6)).
Условные обозначения см. в экспликации к рис. 4
4
2 -1000
с
-1200
-1400
-1600
-1800
-2000
-2200
-2400
10-1 100 101 102 103 104
С-д
Рис. 7. Математическая модель изменения статистических оценок Кпбс по глубине для продуктивных пластов венд-кембрийского возраста Нюйской, Вилючанской, Ботуобинской, Ийско-Жигаловской фациальных зон при сопоставлении с фактическими данными: см. формулы (4) - (6) и экспликацию к рис. 5
3 -1000 ^ -1200 -1400 -1600 -1800 -2000 -2200 -2400
0
о о
Ч 1=1
••
\
4 С,
я.
"•••о.
5
• V
ь
ч \ □
1 '1
ч • •
V
ч
\
о Ч.
Ъ. Ч
ч
ч
0,02
0,04
0,06
0,08 0
0,2
К
0,4 б
0,6
0,8
К
Рис. 8. Изменение основных статистических характеристик Ков по глубине залегания для продуктивных пластов Нюйской, Вилючанской, Ботуобинской, Ийско-Жигаловской фациальных зон: а - Ковмин (см. формулу (7)); б - Ковсредн (см. формулы (8), (9)). Условные обозначения см. в экспликации к рис. 4
Талахский горизонт Чаяндинского НГКМ характеризуется наиболее высоким Ко.в, не подчиняющимся общим закономерностям изменения К,.в по глубине. Это еще раз подтверждает фациальную исключительность этого горизонта относительно других отложений венда.
Впервые для венд-кембрийских отложений месторождений Восточной Сибири в пределах Нюйской, Вилючанской, Ботуобинской, Ийско-Жигаловской фациальных зон установлены закономерности изменения ФЕС продуктивных горизонтов по керну в зависимости от абсолютной глубины. Разработаны математические выражения, отражающие изменение статистических оценок ФЕС с глубиной с учетом доверительных интервалов.
Применение установленных зависимостей изменения ФЕС по глубине для вендских отложений с учетом литофациального районирования целесообразно для экспресс-оценки пределов изменения ФЕС пород малоизученных месторождений по абсолютной глубине, а также подтверждения корректности керновых исследований и интерпретации ГИС.
Список литературы
1. Ахияров В.Х. Закономерности изменения физических параметров пород-коллекторов по разрезу Западной Сибири / В.Х. Ахияров // Труды ЗапСибНИГНИ. - Тюмень, 1980. -Вып. 151. - С. 3-22.
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. Рыжов А.Е. Влияние особенностей строения порового пространства коллекторов Чаяндинского НГКМ на их фильтрационные характеристики / А.Е. Рыжов, Н.В. Савченко, Т.А. Перунова и др. // Мировые ресурсы
и запасы газа и перспективные технологии их освоения: тез. докл. II Междунар. науч.-практ. конф. 28-29 октября 2009. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. - С. 62.
4. 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. Пылёв, И.В. Чурикова и др. // Территория нефтегаз. - 2017. - № 12. - С. 22-32.
а
5. Поляков Е.Е. Проблемы определения коэффициента проницаемости по ГИС
для сложнопостроенных коллекторов вендского возраста Чаяндинского месторождения на этапе эксплуатационного бурения / Е.Е. Поляков, И.В. Чурикова, Е.А. Пылёв и др. // Территория нефтегаз. - 2018. - № 10. - С. 30-41.
6. Скоробогатов В.А. Енисей-Ленская мегапровинция: формирование, размещение и прогнозирование месторождений углеводородов / В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 2017. - № 3. - С. 3-17.
7. Поляков Е.Е. Решение научных проблем при подсчете запасов углеводородов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения /
Е.Е. Поляков, А.Е. Рыжов, О.В. Ивченко и др. // Вести газовой науки. - 2017. -№ 3 (31): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 172-186.
8. Ивченко О.В. Зависимость удельной продуктивности скважин от их фациальной принадлежности и засолонения коллектора на примере ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения / О. В. Ивченко // Территория нефтегаз. - 2014. - № 3. - С. 50-55.
9. Крекнин С.Г. Современная геолого-геофизическая модель Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / С.Г. Крекнин, А.В. Погрецкий, Д.Н. Крылов
и др. // Геология нефти и газа. - 2016. - № 2. -С. 44-55.
Consistent patterns for depth variation of statistical estimations of filtration and porosity at Vendian deposits of the fields included into the "Power of Siberia" gas transportation system
Yu.M. Churikov
Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: Y_Churikov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Finding principals of deposit permeability and porosity variation depending on stratification depths is an important item in synthesis of geological-geophysical information gathered in course of field searching and prospecting. Such generalization has been fulfilled in respect to big Western-Siberian fields. Considerable concentration of raw hydrocarbons in the complex-structured Vendian rocks at Eastern Siberia makes carry out similar studies of these sediments.
This article reveals depth variation patterns of statistical estimations of reservoir properties for primary "Power of Siberia" pipeline fields, namely: Chayanda, Tas-Yuryakh, Verkhnevilyuchanskoye (Upper-Vilyuchan), Kovykta. According to a scheme of facial zoning, these fields belong to Tungus facial region. Author exposes modes of generation and occurrence of Vendian-Cambrian productive horizons, as well as mineralogical, structural, and texture characteristics of the horizons. For the first time, the depth dependencies of porosity and permeability statistical estimations have been derived for Vendian deposits located within the frameworks of Nyuya, Vilyuchan, Botuoba, Iysk-Zhigalovsk facial zones.
It is understood that the clearest regularities in depth variety of porosity and permeability values are observed for stratigraphic analogues, namely: a B5 layer belonging to Parfenovskiy horizon of Kovykta gas-condensate field and to Botuoba horizon of Chayanda and Tas-Yuryakh oil-gas-condensate fields; a B10 layer belonging to Khamaki horizon of Chayanda field and to Kharystanskiy horizon of Verkhnevilyuchanskoye oil-gas-condensate field.
It is reasonable to apply the founded depth varieties of reservoir properties for Vendian deposits of poorly studied hydrocarbon fields taking into account lithologic and facial zoning in order either to carry out express estimation of their reservoir properties, or to justify correctness of core tests and interpretations of well logs.
Keywords: Vendian deposits, filtration and porosity, laws, hydrocarbon fields, "Power of Siberia" gas pipeline.
References
1. AKHIYAROV, V.Kh. Regular alterations of reservoir physical parameters along a section of Western Siberia [Zakonomernosti izmeneniya fizicheskikh paramentrov porod-kollektorov po razrezy Zapadnoy Sibiri]. In: Trudy ZapSibNIGNI. Tyumen, 1980, is. 151, pp. 3-22. (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. RYZHOV, A.Ye., N.V. SAVCHENKO, TA. PERUNOVA, et al. Influence of pore volume structure features of Chayanda oil-gas0condensate field reservoirs on its filtration properties. In: II International conference "World gas resources and reserves and advanced development technologies ", 28-29 October 2019 (WGRR-2010): abstracts. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2010, pp. 57.
4. 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.).
5. POLYAKOV, Ye.Ye., I.V. CHURIKOVA, Ye.A. PYLEV, et al. Issues of well-log-based determination of permeability factors for complex-structured Vendian reservoirs of Chayanda field during a stage of production drilling [Problemy opredeleniya koyeffitsiyenta pronitsayemosti po GIS dlya slozhnopostroyennykh kollektorov vendskogo vozrasta Chayandinskogo mestorozhdeniya na etape ekspluatatsionnogo bureniya]. Territoriya Neftegaz. 2018, no. 10, pp. 30-41. ISSN 2072-2745. (Russ.).
6. SKOROBOGATOV, V.A. Yenisey-Lena megaprovince: generation, location and prediction of hydrocarbon fields [Yenisey-Lenskaya megaprovintsiya: formirovaniye, razmeshcheniye i prognozirovaniye mestorozhdeniy uglevodorodov]. Geologiya Nefti i Gaza. 2017, no. 3, pp. 3-17. ISSN 0016-7894. (Russ.).
7. POLYAKOV, Ye.Ye., A.Ye. RYZHOV, O.V. IVCHENKO, et al. Scientific tasks solved at calculating hydrocarbon reserves of Chayanda oil-gascondensate field [Resheniye nauchnykh problem pri podschete zapasov uglevodorodov Chayandinskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 172-186. ISSN 2306-9849. (Russ.).
8. IVCHENKO, O.V. Dependence of specific productivity of wells from their facies and reservoir salinity as exemplified by Botuoba horizon of Chayanda field [Zavisimost udelnoy produktivnosti skvazhin ot ikh fatsialnoy prinadlezhnosti i zasoloneniya kollektora na primere botuobinskogo gorizonta Chayandinskogo mestorozhdeniya]. Territoriya Neftegaz. 2014, no. 3, pp. 50-55. ISSN 2072-2745. (Russ.).
9. KREKNIN, S.G., A.V. POGRETSKIY, D.N. KRYLOV, et al. Contemporary geological-geophysical model of Chayanda oil-gas-condensate field [Sovremennaya geologo-geofizicheskaya model Chayandinskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Geologiya Nefti i Gaza. 2016, no. 2, pp. 44-55. ISSN 0016-7894. (Russ.).
