CC BY
50
УДК 553.048
Прикладные и научные решения, примененные при подсчете запасов углеводородов в терригенных и карбонатных коллекторах базовых месторождений ПАО «Газпром»
Ключевые слова:
прикладные
решения,
научные решения,
подсчет запасов,
углеводороды,
терригенный
коллектор,
карбонатный,
коллектор,
Чаяндинское НГКМ,
Астраханское ГКМ,
Оренбургское
НГКМ,
геологическая модель.
Е.Е. Поляков1, ЕА Фёдорова1, В.В. Стрекозин1, И.В. Чурикова1, К.М. Семёнова1*, НА Никульникова1, С.Ю. Ромащенко1, А.Г. Ефимов2, С.М. Побережский2, А.С. Колубаев2, А.Ю. Комаров3, ВА Захарчук3
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1
2 ООО «Газпром добыча Оренбург», Российская Федерация, 460058, г. Оренбург, ул. Чкалова, д. 1/2
3 ООО «Газпром добыча Астрахань», Российская Федерация, 414000, г. Астрахань, ул. Ленина, д. 30
*
E-mail: K_Semenova@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. В последнее десятилетие коллективом специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ» выполнены подсчеты запасов углеводородов (УВ) стратегически значимых для России и расположенных на ее территории уникальных месторождений со специфичными геолого-технологическими условиями: Астраханского газоконденсатного (карбонатные отложения, Прикаспийская нефтегазоносная провинция (НГП)); Оренбургского нефтегазоконденсатного (карбонатные отложения, Волго-Уральская НГП); Чаяндинского нефтегазоконденсатного (терригенные отложения, Лено-Вилюйская НГП). Предыдущие подсчеты запасов УВ Астраханского и Оренбургского месторождений, не считая оперативных, выполнялись большим коллективом авторов еще в восьмидесятые годы прошлого века. В 2000 г. защиту в ФБУ «ГКЗ» прошел подсчет запасов УВ Чаяндинского месторождения.
За последние десятилетия на месторождениях выполнен значительный объем геологоразведочных работ, в ходе которых получена новая геолого-геофизическая и промысловая информация о строении и газоносности объектов, послужившая основанием для пересчетов запасов УВ, в процессе выполнения которых специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2011-2018 гг. решен ряд научных и прикладных задач.
Так, уточнена методика определения коэффициента нефтегазонасыщенности и положений газоводяного и водонефтяного контактов в карбонатных коллекторах Оренбургского и Астраханского месторождений. Впервые при выполнении подсчета запасов Чаяндинского месторождения коэффициент пористости определялся по акустическому импедансу; с учетом новых данных изучения керна и степени засолоненности пород проведено районирование территории и уточнены граничные величины коэффициентов пористости и проницаемости продуктивных горизонтов; выявлена зависимость линейных запасов УВ, подсчитанных в интервалах испытанных объектов, от максимальных значений полученных дебитов газа с учетом скин-эффекта, что позволяет прогнозировать дебиты во вновь пробуренных скважинах.
Выполненные исследования позволили обосновать беспрецедентно длительную стабильную работу Астраханского месторождения и, соответственно, Астраханского газохимического комплекса. В пределах Волго-Уральской НГП результаты подсчета запасов Оренбургского месторождения позволят оптимизировать проектные решения в части его разработки и обустройства в период падающей добычи. Ускоренно выполненный подсчет запасов УВ Чаяндинского месторождения позволил своевременно осуществить проектирование его разработки и обустройства, а также уверенно планировать объемы и состав экспортного газа страны.
В последнее десятилетие коллектив специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ» выполнил подсчеты запасов углеводородов (УВ) стратегически значимых для страны месторождений-гигантов, расположенных в различных регионах России со специфичными геолого-технологическими условиями. Были рассмотрены залежи в карбонатных отложениях Прикаспия и Волго-Уральского бассейна - Астраханское газоконден-сатное месторождение (АГКМ) и Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ), а также в терригенных отложениях венда Восточной Сибири - Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ) (рис. 1). Месторождения уникальны
НГП:
I. Тимано-Печорская
II. Вол го-Уральская
III. Прикаспийская
IV. Мезенская ПНГП
V. Северо-Кавказская
VI. Западно-Сибирская
VII. Лено-Тунгусская
VIII. Лено-Вилюйская
IX. Моря Лаптевых и Новосибирско-Чукотская ПНГП
X. Восточно-Арктическая ПНГП
XI. Восточно-Баренцевская
XII. Притихоокеанская
XIII. Охотская
XIV. Япономорская
уникальное месторождение
Рис. 1. Расположение рассмотренных месторождений-гигантов в пределах нефтегазоносных провинций (НГП) и центров газодобычи России
I действующие
1 - Южный
2 - Астраханский
3 - Оренбургский
5 - Северо-Западный 7- Надым-Пур-Тазовский 8 - Ямальский 10 - Томский 15 - Лено-Вилюйский
18 - Присахалинский
19 - Камчатский
Центры газодобычи:
Г™! новые (после 2025 г.)
9 - Гыданский-Юбско-Тазовская губа 12 - Иркутский 1 ■ Красноярский 14 - Якутский
23- Кузбасский
г«-( перспективные (после 2025 г.)
4 - Северо-Каспийский 6 - Баренцевоморский 11 - Южно-Карский
16 - Южно-Тунгусский p---i перспективные
(после 2030 г.)
17 - Сеееро-Тунгусский
20 - Северо-Карский
21 - Море Лаптевых
22 - Восточно-Сибирский
как по величине запасов УВ, так и с точки зрения геологических условий залегания.
Для ЧНГКМ характерны аномально низкие пластовые давления и температуры, разлом-ная тектоника, наличие криолитозоны, а также галита в качестве цементирующего материала пород, высокая минерализация пластовых вод, большая площадь распространения нефтяных оторочек (при небольшой их толщине), особенный состав пластового газа (содержание азота в пластовом газе 7.. .10 % об., гелия -0,44...0,57 % об.). Кроме того, слабая развитость промышленно-энергетической и транспортной инфраструктуры Республики Саха (Якутия), дефицит производственных сил, резко-континентальный климат (очень низкие зимние температуры до минус 60 °С и высокие летние до +35 °С) осложняют производство работ на месторождении.
АГКМ и ОНГКМ, напротив, находятся в районах с широко развитой производственной инфраструктурой, разрабатываются уже в течение достаточно длительного срока (24 и 44 года соответственно), служат сырьевой базой для созданных на их основе газохимических комплексов, включающих объекты добычи и подготовки сырья, а также газоперерабатывающие заводы. АГКМ характеризуется аномально высоким пластовым давлением и температурой, большой глубиной залегания продуктивных отложений, проявлением солянокупольной тектоники, неоднородными и низкопроницаемыми карбонатными коллекторами, специфическим составом газа. Содержание кислых компонентов в составе пластового газа около 40 %. ОНГКМ находится в районе с широким распространением нефтегазоносности как по площади, так и по разрезу, представляет собой пла-стовый многозалежный массив от нижнепермских до девонско-среднекаменноугольных отложений включительно. Огромное по размерам месторождение делится на три крупные части (купола) в соответствии со структурно-тектоническим строением - Западную, Центральную, Восточную, причем последняя характеризуется сложной разломной тектоникой. Коллекторы представлены карбонатными породами, также как и на АГКМ, характеризуются неоднородностью и низкой проницаемостью. Компонентный состав газа достаточно широк и изменчив.
Предыдущие подсчеты запасов углеводородов АГКМ и ОНГКМ, не считая оперативных,
проводились еще в советское время - в восьмидесятые годы прошлого века; в 2000 г. защиту в ФБУ «ГКЗ» прошел подсчет запасов ЧНГКМ. Подсчеты запасов выполнялись большим коллективом авторов, в состав которого вошли ведущие российские геологи: Г.А. Габриэлянц, Я.Н. Басин, В.И. Петерсилье, Г.Х. Шерман, В.И. Пороскун, Е.Е. Поляков, Ю.М. Кутеев, В.М. Рябов и др., а также известные специалисты в области геологии Восточной Сибири: В.Д. Матвеев, Н.И. Коваль, М.М. Солощак, Г.В. Толмачева, Л.Д. Колотущенко, Л.А. Кондратьева и др.
За последние десятилетия на месторождениях выполнен большой объем геологоразведочных работ (2D- и 3Б-сейсморазведка, на ЧНГКМ пробурены 49 новых разведочных скважин, на АГКМ и ОНГКМ активно велось эксплуатационное бурение), в ходе которых получена новая геолого-геофизическая и промысловая информация о строении и газоносности месторождений, послужившая основанием для пересчета ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 20112018 гг. запасов этих месторождений. Авторы данной работы решали научные проблемы непосредственно при выполнении подсчетов (пересчетов) запасов УВ названных месторождений. Построенные геологические модели и результаты подсчета по АГКМ и ЧНГКМ были успешно защищены в ФБУ «ГКЗ» (2014 и 2015 гг.). Утверждение подсчитанных запасов ОНГКМ ожидается в 2019 г.
Подсчет запасов в терригенных и карбонатных коллекторах, выполняемый в целом по общеизвестным методикам, имеет некоторые особенности в части состава работ, характерные для конкретных геологических условий района работ, особенно в части интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС), которые требуют адаптации к керну, отобранному в специфических разрезах.
Подходы, примененные для условий АГКМ
Продуктивная толща АГКМ представлена карбонатными отложениями башкирского яруса среднего карбона в объеме верхнего подъяру-са, прикамского, северокельтменского и крас-нополянского горизонтов нижнего подъяруса. Разрез слагается известняками серыми, буровато- и коричневато-серыми крепкими пористыми массивными и неяснослоистыми с подчиненными прослоями плотных трещиноватых и плитчатых разностей. Среди известняков
отмечаются тонкие прослои зеленовато-серых плитчатых аргиллитов.
По данным исследований керна, значения открытой пористости карбонатных пород изменяются от 3.6 до 15.18 %, составляя в среднем около 10 %. Значения абсолютной проницаемости пород невысокие: от 2 до 100 мД, редко до 1 Д.
Как известно, для количественной и качественной оценки нефтегазоносыщенности основными являются данные электрического каротажа. Комплекс методов, позволяющий принципиально решить задачу оценки удельного электрического сопротивления (УЭС) продуктивных пластов, включает боковое электрическое зондирование (БКЗ), боковой каротаж (БК) фокусированными зондами в модификациях БК-3 и БКС-2, индукционный каротаж (ИК). При этом изучаемые разрезы карбонатных отложений АГКМ характеризуются высокой степенью дифференцированности по электрическому сопротивлению, а толщина электрически однородных пластов, как правило, не превышает 2.3 м, следовательно, применение БКЗ для указанной цели становится практически невозможным. Учитывая ограничения ИК для оценки сопротивлений, превышающих 30.40 Ом-м, возможность применения метода при массовой оценке сопротивления также исключается. Таким образом, единственным пригодным для практического решения указанной задачи методом является БК в модификациях БК-3 и БКС-2 или более новых модификациях БК-7, БК-9.
В связи с отмеченными недостатками методики определения УЭС пластов в скважинах по замерам, выполненным методом двухзондо-вого каротажа БКС-2 [1], использованной при предыдущем подсчете запасов на АГКМ, для определения УЭС предложено использовать хорошо апробированную на месторождениях Западной Сибири методику, основанную на получении корреляционных связей УЭС и условного сопротивления. В результате получен алгоритм определения УЭС и начальной газонасыщенности по всем пробуренным скважинам.
Характерной особенностью структурного положения резервуара основной залежи Левобережной части АГКМ является резкое и неравномерное колебание положения поверхности газоводяного контакта (ГВК), которая в соответствии с критериями ФБУ «ГКЗ» условно отбивается на отметках, ниже которых
газонасыщенность оценивается значением менее 50 %. Как известно, при таких условиях не вызывает сомнения наличие так называемой переходной зоны, т.е. постепенного перехода от водонасыщенной к газонасыщенной части залежи [1]. Первоочередной задачей (перед обоснованием контактов, в том числе и ГВК) в этой ситуации является определение положения «свободной воды», а значение газонасыщенности в переходной зоне определяется равновесным состоянием капиллярных и гравитационных сил для контактируемых фаз над уровнем «свободной воды» [1].
В ходе выполнения последних исследований данные интерпретации и переинтерпретации материалов ГИС в Левобережной части АГКМ позволили уточнить сложную поверхность ГВК, а также путем анализа «электрической модели» (данных электрического каротажа) установить ее взаимосвязь по площади с «зеркалом свободной воды» [1, с. 145, см. рис. 4]. В качестве одного из основных критериев установления положения ГВК служила оценка степени изменения коэффициента газонасыщенности с глубиной [1].
Карта поверхности ГВК, построенная по фактическим данным ГИС и опробования, не противоречащим данным пластовых давлений в газовой и водоносных частях залежи, в общем плане подтверждает ранее выявленную тенденцию снижения отметок в юго-западном направлении, на фоне которой выделяются локальные зоны их повышенных и пониженных значений.
Таким образом, авторами данной работы предложен ряд новаторских решений для обоснования подсчетных параметров и впервые построена трехмерная цифровая геологическая модель объединенной Левобережной части АГКМ с учетом новых данных (рис. 2), на основе которой выполнен пересчет запасов свободного газа, конденсата, серы и сопутствующих компонентов, что, несомненно, актуально для обеспечения развития минерально-сырьевой базы Астраханского газохимического комплекса на юге России. В результате выполненного пересчета получен прирост промышленных запасов свободного газа продуктивного пласта С2Ь Левобережной части АГКМ, превысивший 20 % за счет уточнения структурного плана по данным проведенных 3Б-сейсморазведочных работ и бурения новых скважин, уточнения поверхности ГВК,
40000/ 3500
Г
□ тектонические нарушения
1-ТДБ номер скважины
□ неколлектор
□ коллектор
□ «плохой» коллектор
(уплотненный известняк,
плотные разности
карбонатных пород)
б
Рис. 2. Геологическая модель Левобережной части АГКМ: а - структурная модель; б - куб литологии в интервале глубин С^Ь.-.С^
60000
4000
4500
5000
5500
6000
а
4000
4500
5000
но в основном за счет увеличения значений средних эффективных пористости и газонасыщенности.
Подходы, примененные для условий ОНГКМ
Продуктивный разрез ОНГКМ относится к карбонатному типу и включает следующие литологические разности: известняки чистые; доломитизированные известняки с чередованием прослоев, обладающих свойствами коллекторов и неколлекторов; аргиллиты и глины. Особенностью разреза является
битуминозность пород. Коллекторами в изучаемом разрезе служат преимущественно известняки с трещинно-поровым типом пустотного пространства.
Средние значения пористости по керну изменяются в пределах 8,82... 17,57 %. Средневзвешенные значения пористости составляют 11,21.11,73 % (для разных залежей). Средняя проницаемость по залежам составила от 0,331 мД (Артинско-Сакмарская залежь) до 1,923 мД (Среднекаменноугольная залежь).
В данных условиях добиться однозначного определения нефтегазонасыщенности по данным БК как основного метода практически невозможно. Сопоставление значений коэффициента нефтегазонасыщенности (Кнг), определенных стандартным способом по данным БК и по керну с использованием косвенных и прямых методов определения остаточной водонасыщенности, показало, что очевидной причиной максимальной дисперсии и смещения в сторону завышения К^, полученного по данным БК, являются битумизация и гидро-фобность всего разреза. Занижение Кнг, в меньшей степени, но тоже значительное, обусловлено трещиноватостью разреза во всем диапазоне пористости. Поиск геотехнологических условий улучшения информативности БК для оценки нефтегазонасыщенности фактически не привел к успеху.
На рис. 3 показано распределение значений К^ в районе отметок газонефтяного (ГНК) и во-донефтяного (ВНК) контактов, из которого следует однозначный вывод об отсутствии какого-либо изменения значения Кнг коллекторов, определенного по данным БК, при переходе от газонасыщенного разреза к нефтенасыщенному
и водонасыщенному. Такие же результаты получаются и в отношении распределений сопротивлений УЭС, определенных по данным БК, в воде и в нефти, построенным по коллекторам Основной залежи ОНГКМ (рис. 4).
В связи с тем что данные БК в разрезе скважин ОНГКМ не позволяют однозначно определить характер насыщения и нефтегазона-сыщенность, для альтернативного определения последней была разработана методика, основанная на результатах исследования керна, данных ГИС (нейтронный гамма-каротаж) и статистических оценках результатов испытаний на основе петрофизической модели, вытекающей из сопоставления остаточной водона-сыщенности неэкстрагированноого керна (Кво) от открытой пористости (К) (рис. 5). Для определения нефтенасыщенности в предельной зоне нефтяной оторочки (Кно) проинтерполирова-на зависимость остаточной водонасыщенности от пористости, полученная на керне, отобранном из скважины, пробуренной на безводном растворе (раствор на нефтяной основе). Все значения остаточной нефтенасыщенности по керну, которые были проигнорированы в предыдущих подсчетах запасов (более 40 % в интервале
3 1720
0,9 1,0 К , д. ед.
нг ^ ^
Рис. 3. Распределение значений Кнг (определенных по параметрам пористости и насыщения) по глубине в районе ВНК по скважинам Основной залежи ОНГКМ
К, = 6.. .10 %, более 30 % при К = 10.12 %, более 20 % при К, = 12.. .20 %), относятся к определениям, в которые, наряду с остаточной нефтью, вошли жидкие битумы. В процессе экстракции образцов по стандартной методике в спирто-бензольной смеси пустотное пространство породы полностью очищается от остаточной нефти, а также от наиболее легких и подвижных фракций битума, не затрагивая твердые битумы, составляющие как бы часть скелета породы. Об этом же свидетельствуют и результаты специальных петрофизических исследований на небольших кусочках породы, образовавшихся
при формировании образцов стандартных размеров (исследования выполнены в отделе пет-рофизики НПЦ «Тверьгеофизика»). Таким образом, предположения по параметрам Кно и Кво подтвердились, что позволило сформулировать алгоритм определения газонасыщенности и нефтенасыщенности в предельной зоне насыщения (см. рис. 5).
Для большинства залежей ОНГКМ данные опробования свидетельствуют о широком диапазоне получения продукта (нефти и воды) в интервале, включающем ВНК. Данные испытания и опробования в этом интервале
£0,03
0,02
— нефть - - вода
А
/
0
ы \ V. Г Л
Л от \ }
У 1/
1
0,01
100
101
102
103 УЭС, Ом м
Рис. 4. Распределение УЭС по БК в нефтяной и водоносной частях Основной залежи ОНГКМ
3 0'8
0,7
! 0,6
0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0
О К +К = -0,137 + 0,0248/К ВО но ' п скв. 1-ВМС К = 1,05ехр(-24К ) ВО 5 п-' скв. 175 наРНО
о
-Ро **о о°
'ъ 6 О 5 О о О нефть О газ ■
, ... ой |о о°' тЯ О А > зо °
о с 3 ®ао сР' р° о <?> С о п о о о
<0 С & & ""о Я3,&> с 'о......... . л о,
^о *
?Ь
0,06
0,08
0,10
0,12
0,14
0,16
0,18
0,20
0,22 0,24 К, д.ед.
Рис. 5. Зависимость остаточной водонасыщенности и величины Кво + Кно от открытой пористости (значения определены на керне по скважинам в водо- и газонасыщенной частях Основной залежи ОНГКМ): ВМС - высокомолекулярное сырье; РНО - буровой
раствор на нефтяной основе
0
противоречивы и не позволяют однозначно определить уровень ВНК. Таким образом, не остается сомнений в необходимости учета в модели наличия переходной зоны в нефте-и водонасыщенных частях залежей, как это было сделано и для условий АГКМ на границе «газ-вода».
В связи с отсутствием возможности построения модели переходной зоны по результатам интерпретации данных ГИС для ее оценки был использован подход, отраженный в методических рекомендациях В.И. Петерсилье [2] и адаптированный к условиям ОНГКМ. Суть методики сводится к следующему. Прежде всего необходимо оценить уровень зеркала свободной воды (англ. free water level - FWL), ниже которого находится чистая вода. Оценка положения FWL была произведена по данным пластовых давлений в пределах нефтяной и водонасыщенной частей залежи и подтверждена статистическими данными о результатах испытаний, по которым еще оценивалась и высота переходной зоны. Оценка высоты переходной зоны подтверждалась результатами определения относительных
фазовых проницаемостей, по которым были также получены зависимости для оценки остаточных нефте- и водонасыщенности. Высота положения ВНК в пределах переходной зоны оценивалась с использованием результатов измерения капиллярного давления на образцах с пересчетом его значений на пластовые условия для флюидов нефть/вода (рис. 6).
Для подтверждения уровня ВНК на Основной и Среднекаменноугольной залежах ОНГКМ была использована также методика направленного суммирования параметра УЭС пласта, которая позволяет использовать данные опробования, выполненного в интервале ниже ВНК (рис. 7).
В результате анализа и обобщения всей накопленной геолого-геофизической информации построена трехмерная цифровая геологическая модель всего ОНГКМ, включающая необходимые кубы для подсчета запасов (рис. 8). Подсчитанные объемным методом запасы в целом практически совпадают с оцененными методом падения пластового давления (разница составляет не более 1 %), что говорит
11,0 & 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0
0,3
0,5
0,7
К. д. ед.
<> y = 0,0075x - 1,359 R2 = 0,8983
1 А < У Q скв. 2-р, обр. 1 □ скв. 2-р, обр. 1а -— скв. 2-р, обр. 16 X скв. 551-р, обр. 5 А скв. 551-р, обр. 5а + скв. 333, обр. 2
э
X \
■н "о А-Х U СКВ. 33 Ж скв. 33 3, oop. za 3, обр. 4
А X
+ <>о 1 А Х
X
Vr^Aj Р _Х Uo_x S^cTv
Т^фСГус *** + К
-~40м
-~20м
-~10м - ~5 м
0
0,2
0,4
0,6
0,8
К
1,0
, Д- ед.
Рис. 6. Пример расчета глубины зеркала свободной воды по результатам капиллярометрии по функции Баклея - Леверетта (/-функции) для Ассельской залежи ОНГКМ: Я2 - коэффициент детерминации; Кв норм - нормированный коэффициент водонасыщенности;
Кв - коэффициент водонасыщенности
а Р, Д. ед.
б к„= Д- еД-
Рис. 7. Выделение переходной зоны Основной и Среднекаменноугольной залежей ОНГКМ (а) с учетом распределения сопротивлений в интервалах опробования (б):
в - угловой параметр, полученный путем фазовой обработки парного сопоставления параметров, которые отражают изменение нефтеводонасыщенности и пористости разреза; у - угловой параметр, отмечающий уровень, выше которого может быть получена чистая нефть; ф - угловой параметр, отмечающий уровень, ниже которого отсутствует подвижная нефть, но могут быть получены притоки чистой воды, воды с пленкой нефти
об оптимальности технологических решений, применяемых на ОНГКМ.
Необходимо отметить, что подсчет запасов УВ ОНГКМ, выполненный ООО «Газпром ВНИИГАЗ», содержит не только вышеизложенные инновационные решения, но также во многом опирается на предшествующие работы по данному объекту, выполненные НПФ «Оренбурггазгеофизика» (Н.А. Иванова), ООО «ВолгоУралНИПИгаз» (С.В. Багманова, М.А. Политыкина и др.),
ОАО «Центральная геофизическая экспедиция (С.И. Билибин).
Подходы, примененные для условий Чаяндинского НГКМ
Вскрываемый скважинами разрез ЧНГКМ представлен карбонатно-галогенными, глинисто-карбонатными, карбонатными и песчано-глинистыми отложениями кембрия-венда. Месторождение многопластовое, продуктивными являются терригенные отложения венда.
Рис. 8. Геологическая модель Оренбургского НГКМ. Куб флюидов (а) и разрез куба литологии (б)
Ботуобинский горизонт представлен мелко-и среднезернистыми кварцевыми песчаниками и алевролитами. Породы хамакинского горизонта представлены в основном песчаниками мелко-, средне-, крупнозернистыми с регенерацион-ным кварцевым цементом, а также неравномерно распределенным сгустковым или сгустково-поровым сульфатным (ангидритовым и гипсовым) и карбонатным цементом, смешанным карбонатно-глинистым и порово-пленочным глинистым (гидрослюдистым) цементом. Породы талахского горизонта представлены песчаниками средне-, мелко- и крупнозернистыми гравелити-стыми с различными типами цементации.
Средние значения Кп по керну для коллекторов ботуобинского, хамакинского и талахско-го горизонтов соответственно составили 0,130; 0,092 и 0,113 д.ед., проницаемости - 356,7; 183,2 и 46,7 мД.
Впервые при выполнении подсчета запасов УВ ЧНГКМ (в 2013 г. в пределах ботуобинско-го горизонта, в 2015 г. - для всех продуктивных горизонтов) Кп определялся по акустическому импедансу. Вследствие невозможности достаточно точного учета нефте- и газонасыщенности ближней зоны данные электрического каротажа не использовались для определения пористости. По этой же причине и из-за недостаточной стандартизованности метода не использовались и данные нейтронного каротажа. Так, определение пористости пород ботуобинского, хамакинского и талахского продуктивных горизонтов реализовано по данным акустического (АК) и гамма-гамма-плотностного (ГГКП) каротажа с использованием зависимостей типа «керн-керн» и «керн-ГИС».
Комплексирование методов АК и ГГКП основано на использовании зависимостей
акустического импеданса (О), определяемого как произведение скорости распространения продольной волны по породе на объемную плотность этой породы, от пористости. Так, на основе вновь полученной информации по данным ГИС и исследованиям керна скорректирована зависимость О от Кп для ботуо-бинского горизонта и получены новые зависимости «керн-ГИС» для хамакинского и та-лахского горизонтов [3, с. 177, см. рис. 3].
Зависимости Кп(О) для ботуобинского горизонта дифференцированы для газонасыщенных и нефте- и водонасыщенных пород, для хамакинского и талахского горизонтов приняты едиными из-за слабого влияния остаточной газонасыщенности в зоне проникновения на показания методов АК и ГГКП.
Применительно к скважинам, пробуренным до 2000 г., ГГКП выполнен только в 10 из них. В этих случаях определение Кп пород проводилось по данным АК с использованием петрофи-зических зависимостей интервального времени упругих волн (А/) от К^, полученных на керне при моделировании пластовых термобарических условий и подтвержденных данными «керн-ГИС» [3, с. 178, см. рис. 4]. Зависимости Д(К) для ботуобинского горизонта дифференцированы для чистых (У < 0,25) и глинистых (ау > 0,25) коллекторов, где ОУтк - двойной разностный параметр гамма-каротажа.
Учет глинистости для коллекторов хамакинского горизонта достигается введением в уравнение параметра С/гк. Для пропластков (гравелиты), чаще залегающих в верхней части хамакинского горизонта и характеризующих-
« и -1460
1 1 -1200 □ коллектор неколлектор цл1400
Рис. 9. Геологическая модель ЧНГКМ (фрагмент). Стратиграфическая кровля (а) и разрез куба литологии (б) хамакинского горизонта
а
б
ся аномально высокими показаниями гамма-каротажа (ГК), не связанными с глинистостью, определение пористости проводилось по зависимости «керн-керн», полученной при моделировании пластовых условий. В отложениях та-лахского горизонта показания ГК контролируются не только глинистостью, а в значительной степени минералогическим составом пород, поэтому учет глинистости при определении коэффициента пористости по АК не производился.
При комплексной обработке данных ГИС осуществлялось также определение значений Кп пород по данным ГГКП с использованием петрофизических зависимостей, соответствующих каждому продуктивному горизонту. Учитывая низкую тесноту связей Кп, обусловленную вариациями минералогического состава, значения К по ГГКП применялись оценочно. В качестве результирующих при наличии в комплексе ГИС данных ГГКП были приняты значения Кп по О, в случае отсутствия ГГКП -значения К по АК. На основе обобщения всей геолого-геофизической информации построена цифровая трехмерная геологическая модель ЧНГКМ по всем трем продуктивным горизонтам (рис. 9), на базе которой коллективом геологов-ученых ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (под руководством Е.Е. Полякова) при участии специалистов филиала в г. Ухте (под руководством Н.П. Вишератиной), а также ООО «ЦНИП ГИС» (Л.А. Кондратьева, Л.Д. Колотущенко, В.Ю. Трухин, Т. А. Вотякова), ООО «Газпром геологоразведка» (А. А. Конторович, И.В. Корсу-нов), ООО «Ингеосервис» (под руководством О.А. Смирнова) выполнен подсчет запасов УВ. Продуктивность вышележащего осинского горизонта была оценена как непромышленная.
Кроме того, по результатам исследований, выполненных на ЧНГКМ, сделаны следующие основные выводы:
1) по итогам геологоразведочных работ существенно уточнена картина тектонического строения ЧНГКМ - обоснованно выделены 19 изолированных тектонических блоков (ранее были выделены четыре основных блока);
2) с учетом новых данных керна и информации о степени засолоненности пород проведено районирование территории и уточнены граничные значения коэффициентов пористости и проницаемости продуктивных горизонтов ЧНГКМ;
3) линейные запасы УВ, подсчитанные в интервалах испытанных объектов, хорошо
согласуются с максимальными значениями полученных дебитов газа с учетом величины скин-эффекта, что позволяет прогнозировать
дебиты во вновь пробуренных скважинах.
***
Таким образом, детальное изучение геологического строения стратегически значимых га-зосодержащих объектов с последующим подсчетом запасов УВ позволяет прогнозировать перспективы развития минерально-сырьевой базы как ПАО «Газпром», так и в целом по России, а также экспортный потенциал страны.
Исследования, выполненные в Прикаспийской НГП, позволили обосновать беспрецедентно длительную стабильную работу АГКМ и, соответственно, Астраханского газохимического комплекса.
В пределах Волго-Уральской НГП результаты подсчета запасов позволят оптимизировать проектные решения в части разработки и обустройства ОНГКМ в период падающей добычи.
Подсчет запасов ЧНГКМ Лено-Тунгусской НГП (входит в зону первоочередного освоения в районе действующего нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан и проектируемого газопровода «Сила Сибири»), выполненный в сжатые сроки, позволил своевременно осуществить проектирование разработки и обустройства месторождения, а также более обоснованно планировать объемы и состав экспортного газа страны.
Список литературы
1. Поляков Е.Е. Решение научных проблем при подсчете запасов углеводородов Астраханского газоконденсатного месторождения /
Е.Е. Поляков, Е.А. Фёдорова, В.В. Стрекозин и др. // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - № 3 (31). - С. 141-150.
2. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / под ред. В.И. Петерсилье. -
М.: ВНИГНИ; Тверь: НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.
3. 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: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. -№ 3 (31). - С. 172-186.
Applied and scientific solutions, used for calculation of hydrocarbon reserves in terrigenous and carbonate reservoirs of basic Gazprom PJSC fields
Ye.Ye. Polyakov1, Ye.A. Fedorova1, V.V. Strekozin1, IV. Churikova1, K.M. Semenova1*, N.A. Nikulnikova1, S.Yu. Romashchenko1, A.G. Yefimov2, S.M. Poberezhskiy2, A.S. Kolubayev2, A.Yu. Komarov3, V. A Zakharchuk3
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Gazprom Dobycha Orenburg LLC, Bld. 1/2, Chkalova street, Orenburg, 460058, Russian Federation
3 Gazprom Dobycha Astrakhan LLC, Bld. 30, Lenina street, Astrakhan, 414000, Russian Federation * E-mail: K_Semenova@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Last decade a team of specialists from the Gazprom VNIIGAZ LLC has carried out calculations of hydrocarbon reserves in strategically important unique fields located at the territory of Russia in specific geological and engineering conditions, namely: Astrakhan gas-condensate field (carbonate sediments, Caspian oil-gas province (OGP)), Orenburg oil-gas-condensate field (carbonate sediments, Volga-Ural OGP), Chayanda oil-gas-condensate field (terrigenous sediments, Lena-Vilyuy OGP). Previous calculations of hydrocarbon reserves in Astrakhan and Orenburg fields, aside from express ones, have been fulfilled by the large teams of authors in 1980s. A calculation of Chayanda field reserves was approved by the State Commission on Mineral Reserves of Russia in 2000.
In last decades a large amount of geological prospecting has been done at the named fields. During these works new geological-geophysical and field information about structure and gas-bearing capacity of the listed objects has been gotten. It became a foundation of hydrocarbon reserve recalculation by the Gazprom VNIIGAZ specialists in 2011-2018, in course of which a number of theoretical and applied problems were solved.
So, a procedure for determination of oil-gas-saturation ratio and positions of gas-water and water-oil contacts in the reservoirs of Orenburg and Astrakhan fields was clarified. For the first time while calculating Chayanda reserves a porosity factor was determined by the acoustic impedance; on account of new core and rock salinization data the territorial zoning was carried out and the marginal values of porosity and permeability factors for productive horizons were revised; correlation between linear hydrocarbon reserves calculated within the intervals of tested objects and maximal gas yields on consideration the skin-effect was found, which gave opportunity to forecast yields of newly drilled wells.
The executed explorations helped to substantiate the unprecedentedly long stable work of Astrakhan field and the Astrakhan gas-chemical complex. Within the framework of Volga-Ural OGP the results of Orenburg field reserves recalculation will let to optimize development and infrastructure of this field in conditions of dropping production. Prompt recalculation of the Chayanda field reserves will provide timely designing of its development and infrastructure, as well as to plan accurately amounts and contents of export gas.
Keywords: applied solutions, scientific solutions, calculation of reserves, hydrocarbons, terrigenous, carbonate, reservoir, Chayanda field, Astrakhan field, Orenburg field, geological model.
References
1. POLYAKOV, Ye.Ye., Ye.A. FEDOROVA, V.V. STREKOZIN et al. Solving scientific tasks at calculation of hydrocarbon reserves in Astrakhan gascondensate field [Resheniye nauchnykh problem pri podschete zapasov uglevodorodov Astrakhanskogo gazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientifi c technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 141-150. ISSN 2306-9849. (Russ.).
2. Guidelines on calculation of geological reserves of oil and gas using a volumetric procedure [Metodicheskiye rekomendatsii po podschetu geologicheskikh zapasov nefti i gaza obyemnym metodom]. Moscow: All-Russian Research Geological Oil Institute (VNIGNI); Tver: NPTs "Tvergeofizika", 2003. (Russ.).
3. 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 scientifi c technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 172-186. ISSN 2306-9849. (Russ.).
