Проблемы определения коэффициента проницаемости по геофизическим исследованиям скважин для сложнопостроенных коллекторов вендского периода Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения на этапе эксплуатационного бурения Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ГЕОЛОГИЯ

УДК 622.276.03:553.98(571)

Е.Е. Поляков1; И.В. Чурикова1; Е.А. Пылев1; Ю.М. Чуриков1; Е.О. Семенов1; А.В. Симонов1, e-mail: A_Simonov@vniigaz.gazprom.ru

1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия).

Проблемы определения коэффициента проницаемости по геофизическим исследованиям скважин для сложнопостроенных коллекторов вендского периода Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения на этапе эксплуатационного бурения

Новые данные, полученные в ходе интенсивного эксплуатационного бурения Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения, вносят коррективы в представление о геологической и гидродинамической моделях месторождения. В связи с этим возрастает актуальность корректного определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, в частности коэффициента проницаемости.

Применительно к эксплуатационным скважинам Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения коэффициент проницаемости определяется по данным геофизических исследований скважин с использованием петрофизических зависимостей и по данным гидродинамических исследований. Представленный в статье анализ показал высокий уровень сходимости полученных результатов, что свидетельствует о корректности используемой в настоящее время методики определения коэффициента проницаемости по геофизическим исследованиям скважин. Однако, по мнению авторов, для приведения величины коэффициента к реальным характеристикам вскрытого скважиной разреза необходимо учитывать влияние таких факторов, как условия формирования коллектора, уровень макро-и микроанизотропии пласта, вторичные процессы изменения коллектора и технологических особенностей вскрытия и опробования пласта.

В ходе исследования авторы использовали результаты проведенного ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2015 г. подсчета запасов Чаяндинского месторождения, на основании которого по керну были определены зависимости между коэффициентами проницаемости и эффективной пористости. Вычисляемый по данным зависимостям показатель является максимально возможной оценкой коэффициента проницаемости для неглинистого, некарбонатизиро-ванного и незасолоненного коллектора при благоприятных условиях вскрытия пласта. В то же время, по мнению авторов, необходимо разработать нормативный документ, в котором будет регламентирован процесс адаптации расчета коэффициента проницаемости на стадии подсчета запасов на основе исследований керна вертикальных скважин к условиям эксплуатационного бурения скважин с наклонными и горизонтальными окончаниями стволов.

Ключевые слова: Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, коэффициент проницаемости, геофизические исследования скважин, дебит, эксплуатационное бурение.

E.E. Polyakov1; I.V. Churikova1; E.A. Pylev1; Yu.M. Churikov1; E.O. Semenov1; A.V. Simonov1, e-mail: A_Simonov@vniigaz.gazprom.ru

1 Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russia).

Issues on the Permeability Coefficient Determination by Geophysical Well Logging for the Composite Reservoirs of Vendian Period in the Chayandinskoe Oil and Gas Condensate Field at the Development Drilling Stage

The data recently obtained in intensive development drilling of Chayandinskoe oil and gas condensate field (Lensky district, Yakutia, Russia) introduce changes in the concept on geologic and hydrodynamic field models. In view of this

GEOLOGY

the proper determination of permeability and porosity reservoir properties particularly the permeability index is becoming increasingly urgent. As applied to the development wells of Chayandinskoe oil and gas condensate field the permeability index is determined by geophysical well survey data using petrophysical dependences and also by hydrodynamic data. The analysis presented in the article showed a high convergence level of the data obtained thus indicating that the current technique to determine the permeability index basing on geophysical well surveys is correct. However, according to the authors to bring the index value close to real characteristics of sections of formations exposed by drilling a well it is necessary to consider certain factors, such as reservoir formation conditions, the level of stratum macro-and micro-anisotropy, secondary processes of reservoir changes and process peculiarities of stratum development and testing. For their research the authors used the evaluation data of reserves of the Chayandinskoe oil and gas condensate field conducted in 2015 by Gazprom VNIIGAZ LLC and the result they have gained was the determined core dependences between indices of permeability and effective porosity. The index computed on the basis of these dependences is a maximum possible permeability index estimate for non-clayey, non-carbonate and non-saline reservoir under favourable stratum development conditions. Besides, according to the authors, a normative document is to be developed which will regulate the permeability index adaptation process (at the estimated reserves stage based on core examinations from vertical wells) to the conditions of development drilling of deviated and horizontal boreholes.

Keywords: Chayandinskoe oil and gas condensate field, permeability coefficient, geophysical well logging, production rate, development drilling.

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НКГМ) находится на стадии интенсивного эксплуатационного бурения, результаты которого дополняют имеющиеся представления о геологической и гидродинамической моделях месторождения [1-3]. В части эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием ствола проведено опробование продуктивных горизонтов. На этом этапе особенно актуальным является корректное определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов по геофизическим исследованиям скважин (ГИС) в разрезе эксплуатационных скважин. На основе этих данных делается прогноз о деби-тах скважин и принимаются решения относительно оптимальной технологии вторичного вскрытия пласта.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ

Вскрываемый продуктивный разрез Чаяндинского НГКМ представлен тремя горизонтами - ботуобинским, ха-макинским, талахским, - сложенными в основном кварцевыми и кварц-по-

левошпатовыми низкоглинистыми песчаниками, осложненными такими множественными вторичными преобразованиями, как галитизация, кар-бонатизация, ангидритизация [4, 5]. По данным исследований керна, при относительно низкой пористости (среднее значения коэффициента пористости Кп для коллекторов ботуобинского горизонта составляет 0,131 д. ед., хамакинского -0,092 д. ед., талахского - 0,109 д. ед.) средние значения коэффициента проницаемости Кпр для ботуобинского горизонта составляют 329, максимальные - 5496 мД, для хамакинского горизонта - 171,7 и 6000 мД, соответственно, для талахского горизонта -54,9 и 7513 мД (рис. 1а). Высокий уровень проницаемости коллекторов обусловлен низким уровнем глинистости песчаников Чаяндинского НГКМ, а также их низкой остаточной водонасы-щенностью. По данным рентгеновской дифрактометрии, среднее значение содержания глинистых минералов для ботуобинского горизонта составляет 1 %, для хамакинского - 2,1 %,

для талахского - 2,7 % (рис. 1б). По данным исследования методом ка-пиллярометрии, средние значения коэффициента остаточной водона-сыщенности Кво составляют: для коллекторов ботуобинского горизонта -0,177 д. ед. при минимальном значении 0,006 д. ед., хамакинского горизонта -0,246 д. ед. при минимальном значении 0,009 д. ед., для талахского горизонта - 0, 468 и 0,042 д. ед., соответственно (рис. 1в).

Для эксплуатационных скважин Чаяндинского НГКМ коэффициент проницаемости Кпр коллекторов определяется двумя способами: по данным ГИС с использованием петрофизических зависимостей и по данным гидродинамических исследований (ГДИ). Для определения коэффициента проницаемости по ГИС используется зависимость Кпр от коэффициента эффективной пористости К . = К (1 - К ),

г п.эф п^ во'

построенная на основе определения соответствующих коэффициентов по керну (рис. 2). Она соответствует теоретическим зависимостям (формулы Козени - Кармана,Тимура) и широко

Для цитирования (for citation):

Поляков Е.Е., Чурикова И.В., Пылев Е.А., Чуриков Ю.М., Семенов Е.О., Симонов А.В. Проблемы определения коэффициента проницаемости по геофизическим исследованиям скважин для сложнопостроенных коллекторов вендского периода Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения на этапе эксплуатационного бурения // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 10. С. 30-41.

Polyakov E.E., Churikova I.V., Pylev E.A., Churikov Yu.M., Semenov E.O., Simonov A.V. Issues on the Permeability Coefficient Determination by Geophysical Well Logging for the Composite Reservoirs of Vendian Period in the Chayandinskoe Oil and Gas Condensate Field at the Development Drilling Stage. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2018, No. 10, P. 30-41. (In Russ.)

ГЕОЛОГИЯ

Коллекторы талахского горизонта Reservoirs of the TaLakhsky horizon Min: 0,0, Max: 7513,1 Среднее (average): 54,9 Сигма (index of summation): 314,0

Коллекторы хамакинского горизонта Reservoirs of the Khamakinsky horizon Min: 0,0, Max: 6100,0 Среднее (average): 171,7 Сигма (index of summation): 476,7

Коэффициент проницаемости, мД Coefficient of permeability, mD

Коллекторы ботуобинского горизонта Reservoirs of the Botuobinsky horizon Глины (clays): Min: 0, Max: 14,8

Среднее (average): 1,0 Сигма (index of summation): 2,3

11 l « MO 10«

Коэффициент проницаемости, мД Coefficient of permeability, mD

a) a)

Коллекторы хамакинского горизонта Reservoirs of the Khamakinsky horizon Глины (clays): Min: 0, Max: 82,0

Среднее (average): 2,1 Сигма (index of summation): 6,7

Кал иевые полевы Ква ц

ssium feldsp

"Л.

Содержание кварца, калиевых полевых

шпатов и глинистых минералов, % Content of crystalline silica, potassium feldspar and clay minerals, %

Коллекторы ботуобинского горизонта Reservoirs of the Botuobinsky horizon

f residual water saturation by Dean - Stark ду ядерно-магнитного резонанса Coefficient of residual water saturation by nuclear

лярометрии

Содержание кварца, калиевых полевых

шпатов и глинистых минералов, % Content of crystalline silica, potassium feldspar and clay minerals, %

6) b)

Коллекторы хамакинского горизонта Reservoirs of the Khamakinsky horizon

by capillarimetry

Coefficient of residual water saturation by capillarimetry :нтрифугированию

Coefficient of residual w

tion by centrifuga

06

tt

Коэффициент остаточной водонасыщенности, д. ед. Coefficient of residual water saturation, unit fractions

Коэффициент остаточной водонасыщенности, д. ед. Coefficient of residual water saturation, unit fractions

B) c)

Коллекторы талахского горизонта Reservoirs of the TaLakhsky horizon Min: 0,0, Max: 7513,1 Среднее (average): 54,9 Сигма (index of summation): 314,0

JÈMÊÈÊm

Коэффициент проницаемости, мД Coefficient of permeability, mD

Коллекторы талахского горизонта Reservoirs of the Talakhsky horizon Глины (clays): Min: 0, Max: 36,0

Среднее (average): 2,7 Сигма (index of summation): 5,0

Содержание кварца, калиевых полевых

шпатов и глинистых минералов, % Content of crystalline silica, potassium feldspar and clay minerals, %

Коллекторы талахского горизонта Reservoirs of the Talakhsky horizon

Коэффициент остаточной водонасыщенности, д. ед. Coefficient of residual water saturation, unit fractions

Рис. 1. Распределение фильтрационно-емкостных свойств: а) коэффициента проницаемости; б) компонентного состава по данным рентгенофазового анализа; в) коэффициента остаточной водонасыщенности терригенных коллекторов ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов Чаяндинского НГКМ

Fig. 1. Distributions of the flow properties: a) coefficient of permeability; b) content of different fractions according to data of X-ray diffraction analysis; c) coefficient of residual water saturation of terrigenous reservoirs of the Botuobinsky, Khamakinsky and Talakhsky horizons of the Chayandinskoe oil and gas field

применяется как отечественными, так и зарубежными компаниями, например Schlumberger, а также при подсчете запасов Чаяндинского НГКМ в 2015 г., результаты которого были утверждены ФБУ «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых» [2, 3]. Следует отметить, что зависимости построены по данным исследований керна разведочных вертикальных скважин. Нормативные документы,

регламентирующие адаптацию зависимостей, построенных на основе исследований керна вертикальных скважин, к условиям эксплуатационного бурения, на сегодняшний день отсутствуют.

В поле данных «К - К» зависимость

" пр п

имеет вид семейства кривых (рис. 3) и практически соответствует всему массиву определений «Кп - Кпр» по керну. Принятие зависимости К от К . как ос-

г пр п.эф

новной при расчете Кпр по ГИС при подсчете запасов Чаяндинского НГКМ в 2015 г. было обусловлено лучшим коэффициентом корреляции этой зависимости относительно установленных связей К

пр

и коэффициента открытой пористости (рис. 4). Зависимость Кпр от Кп была проанализирована проводившими подсчет специалистами (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ООО «ЦНИПГИС») с учетом разделения на литотипы. По результатам анализа

GEOLOGY

а) a)

Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon

б) b)

Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon

в) c)

Талахский горизонт TaLakhsky horizon

Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions Кп = 20 000/Кпэф-3-2; КТС = 0,47; Пог = 3,9; N = 282

Coefficient ofpermeabiLity = 20 000/effective porosity factor-3,2; correlation ratio criteria = 0,47; inaccuracy = 3,9; N = 282

* Песчаникзасолоненный Saline sandstone

004 008 012 01« 02 0»

Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions Кпр = 411 613/Кпэф-3 23; КТС = 0,37; Пог = 1,5; N = 1291

Coefficient of permeabiLity = 411 613/effective porosity factor-3,23; correLation ratio criteria = 0,37; inaccuracy = 1,5; N = 1291

Условные обозначения Legend

°Алевролит Siltstone

Песчаник мелкозернистый PeLitic sandstone ©Алевролит глинистый Argillaceous siltstone

" Песчаниксреднезернистый

Medium-grained sandstone ° Песчаник глинистый Argillaceous sandstone

0 О M нов 012 016 02 024 Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions Кпр = 53 390/К -3 02; КТС = 0,14; Пог = 4,5; N = 1350

Coefficient of permeabiLity = 53 390/effective porosity factor-3 02; correlation ratio criteria = 0,14; inaccuracy = 4,5; N = 1350

Песчаник крупнозернистый Coarse-grained sandstone о Гравелит GraveLstone

Рис. 2. Зависимость вида «керн - керн» коэффициента проницаемости от коэффициента эффективной пористости для а) ботуобинского; б) хамакинского; в) талахского горизонтов Чаяндинского НГКМ, определенная с учетом литологических особенностей

Fig. 2. "Core-to-core" dependence of the permeability coefficient from the effective porosity factor determined with allowance for LithoLogic parameters for the Botuobinsky (a), Khamakinsky (b) and TaLakhsky (c) horizons of the Chayandinskoe oiL and gas fieLd

Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon

Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon

Талахский горизонт TaLakhsky horizon

а) a)

Шифр кривых - коэффициент V нефтегазонасыщенности Квг ■ Curves cipher - hydrocarbon : saturation index

>-f-Кпр = 200 000 » (К1 « КвгР

Coefficient of permeability = 200 000 * («efficient of porosity * hydrocarbon saturation index)3,2 0« 012 016 02 024 Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Coefficient of porosity (by water), unit fractions Кпр = 123 219 x Кп327; КТС = 0,1; Пог = 6,9; N = 1282

(зависимость подсчета запасов 2015 г.) Coefficient of permeabiLity = 123 219 * ^efficient of porosity3,27; correLation ratio criteria = 0,1; inaccuracy = 6,9; N = 1282 (oiL and gas caLcuLations, 2015)

в) c)

"Шифр-кривых - коэффициент [• нефтегазонасыщенности Квг 1 • Curves cipher - hydrocarbon

saturation index » d Кпр = 411j613 « (Кп * Квг)3-23

Coefficient of permeabilityj = 411 613 * (^efficient of porosity * hydrocarbon • saturation index)323 0.24

кривых - коэффициент онасыщенности Квг •es.cipher - hydrocarbon turation index 3 390 * (Кп « Кнг)302 ent of permeability = 90 * (^efficient of porosity * hydrocarbon satu ration index)302 024

Кпр = 5 Coeffici = 53 3

Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Coefficient of porosity (by water), unit fractions Кпр = 5 016 234 к Кп459; КТС = 0; Пог = 54,5; N = 2667

(зависимость подсчета запасов 2015 г.) Coefficient of permeabiLity = 5 016 234 * ^efficient of porosity4,59; correLation ratio criteria = 0; inaccuracy = 54,5; N = 2667 (oiL and gas caLcuLations, 2015)

Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Coefficient of porosity (by water), unit fractions Lg^ = 26 х Кп-19; КТС = 0; Пог = 26,7; N = 1397

(зависимость подсчета запасов 2015 г.) Lg coefficient of permeabiLity = 26 * ^efficient of porosity-1,9; correLation ratio criteria = 0; inaccuracy = 26,7; N = 1397 (oiL and gas caLcuLations, 2015)

Рис. 3. Сопоставление зависимостей типа «керн - керн» коэффициента проницаемости от коэффициента пористости, а также от коэффициентов остаточной водо- и нефтегазонасыщенности (КПр = /(Кп) и КПр = ДКп, Кв0 = 1 - Кнг)) для а) ботуобинского; б) хамакинского; в) талахского горизонтов Чаяндинского НГКМ в поле данных «Кпр - Кп»

Fig. 3. Comparision of "core-to-core" dependences of the coefficient of permeabiLity from the ^efficient of porosity and water and hydrocarbon saturation indexes in the data fieLd "coefficient of permeabiLity - ^efficient of porosity" for the Botuobinsky (a), Khamakinsky (b) and TaLakhsky (c) horizons of the Chayandinskoe oiL and gas fieLd

был сделан вывод о недостаточной обоснованности полученных зависимостей для литотипов, поскольку коэффициенты корреляции этих зависимостей были низкими:

• ботуобинский горизонт: - песчаники мелкозернистые и алевролиты:

К = 129 005 х К 3,5а; критерий тесноты

пр п ' ~ ~

связи (КТС) = 0,17; погрешность связи

Пог = 4,4; объем статистической выборки N = 483;

- песчаники среднезернистые: Кп = 74 209 х К 2,78; КТС = 0,1; Пог = 6,1; N = 757;

п '

• хамакинский горизонт:

ГЕОЛОГИЯ

Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon

а) a)

б) b)

Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon

Талахский горизонт Talakhsky horizon

осе 012 016 02 024

Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Coefficient of porosity (by water), unit fractions 1 - Кпр = 129 005 * Кп358; КТС = 0,17; Пог = 4,4; N = 483 (песчаники мелкозернистые и алевролиты) Coefficient of permeabiLity = 129 005 *

* ^efficient of porosity3,58; correLation ratio criteria = 0,17; inaccuracy = 4,4;

N = 483 (peLitic sandstone and siLtstones) 2 - Кпр = 74 209 к Кп278; КТС = 0,1; Пог = 6,1; N = 757 (песчаники среднезернистые) Coefficient of permeabiLity = 74 209 *

* ^efficient of porosity2,78; correLation ratio criteria = 0,1; inaccuracy = 6,1;

N = 757 (medium-grained sandstones) 3 - Кпр = 123 219 x Кп3 27; КТС = 0,1; Пог = 6,9; N = 1282 (обобщенная зависимость) Coefficient of permeabiLity = 123 219 *

* ^efficient of porosity3,27; correLation ratio criteria = 0,1; inaccuracy = 6,9;

N = 1282 (master curve)

в) c)

Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Coefficient of porosity (by water), unit fractions 1 - Кп = 18 933 445 * Кп401; КТС = 0; Пог = 2; N = 54 (песчаники засолоненные) Coefficient of permeabiLity = 18 933 445 * ^efficient of porosity4,01; correLation ratio criteria = 0; inaccuracy = 2; N = 54 (saLine sandstones)

2 - Кпр = 4 363 758 к Кп39; КТС = 0; Пог = 6,2; N = 113 (гравелиты) Coefficient of permeabiLity = 4 363 758 * ^efficient of porosity3,9; correLation

ratio criteria = 0; inaccuracy = 6,2; N = 113 (graveLstones)

3 - Кпр = 1 430 665 * Кп37; КТС = 0; Пог = 14,5; N = 392 (песчаники

крупнозернистые)

Coefficient of permeabiLity = 1 430 665 * œefficient of porosity3,7; correLation ratio criteria = 0; inaccuracy = 14,5; N = 392 (coarse-grained sandstone)

4 - Кпр = 849 169 x Кп3 88; КТС = 0,07; Пог = 21,2; N = 1154 (песчаники

среднезернистые)

Coefficient of permeabiLity = 849 169 x ^efficient of porosity3,88; correLation ratio criteria = 0,07; inaccuracy = 21,2; N = 1154 (medium-grained sandstones)

5 - Кпр = 5 016 234 * Кп4 59; КТС = 0; Пог = 54,5; N = 2667 (обобщенная

зависимость)

Coefficient of permeabiLity = 5 016 234 * ^efficient of porosity4,59; correLation ratio criteria = 0; inaccuracy = 54,5; N = 2667 (master curve)

6 - Кпр = 7 384 129 x Кп5 36; КТС = 0,21; Пог = 30,2; N = 635 (песчаники

мелкозернистые)

Coefficient of permeabiLity = 7 384 129 * œefficient of porosity5,36; correLation ratio criteria = 0,21; inaccuracy = 30,2; N = 635 (peLitic sandstones) 7 - Кпр = 6382 * Кп3 28; КТС = 0,12; Пог = 3,6; N = 49 (алевролиты) Coefficient of permeabiLity = 6382 * œefficient of porosity3,28; correLation ratio criteria = 0,12; inaccuracy = 3,6; N = 49 (siLtstones)

004 0 0в 012 ОИ 02 024

Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Coefficient of porosity (by water), unit fractions

1 - Lg^ = 29 х Кп-1,9; КТС = 0; Пог = 6,4;

N = 359 (гравелиты) Lg Coefficient of permeabiLity = 29 *

* ^efficient of porosity-1,9; correLation

ratio criteria = 0; inaccuracy = 6,4; N = 359 (graveLstones)

2 - Lg^ = 26 к Кп-1,9; КТС = 0; Пог = 26,7; N = 1397 (песчаники крупнозернистые

и среднезернис тые) Lg Coefficient of permeabiLity = 26 *

* ^efficient of porosity-1,9; correLation ratio criteria = 0; inaccuracy = 26,7;

N = 1397 (coarse-grained and medium-grained sandstones)

3 - Lg^ = 22 x Кп-1,9; КТС = 0,1; Пог = 2,5; N = 516 (песчаники мелкозернистые

и алевролиты) Lg Coefficient of permeabiLity = 22 *

* ^efficient of porosity-1,9; correLation ratio criteria = 0,1; inaccuracy = 2,5;

N = 516 (peLitic sandstones and siLtstones)

Песчаник засолоненный Saline sandstone Алевролит Siltstone

Условные обозначения Legend

1 Песчаник мелкозернистый ° Песчаник среднезернистый Pelitic sandstone Medium-grained sandstone

Алевролит глинистый Песчаник глинистый

Argillaceous siltstone Argillaceous sandstone

° Песчаник крупнозернистый

Coarse-grained sandstone ° Гравелит Gravelstone

Рис. 4. Зависимости типа «керн - керн» коэффициента проницаемости от коэффициента пористости для а) ботуобинского; б) хамакинского; в) талахского горизонтов Чаяндинского НГКМ, определенные с учетом литологических особенностей

Fig. 4. "Core-to-core" dependences of the permeability coefficient from the porosity coefficient determined with allowance for lithologic parameters for the Botuobinsky (a), Khamakinsky (b) and Talakhsky (c) horizons of the Chayandinskoe oil and gas field

- песчаники засолоненные: Кп = = 18 933 445 х Кп4'01; КТС = 0; Пог = 2; N =54;

- гравелиты:" К = 4 363 758 х К 3,9;

~ пр п '

КТС = 0; Пог = 6,2; N = 113;

- песчаники крупнозернистые: Кп = = 1 430 665 * К 3,7; КТС = 0; Пог = М,5;

п ' '

N = 392;

- песчаники среднезернистые: Кп = = 849 169 х К 3,88; КТС = 0,07; Пог = 21,2;

п

N = 1154;

- обобщенная зависимость: Кп = = 5 016 234 х К4'59; КТС = 0; Пог = 54,5; N = 2667;

п '

- песчаники мелкозернистые: Кп = = 7 384 129 х К 5,36; КТС = 0,21; Пог = 30,2;

п '

N = 635;

- алевролиты: К = 6382 х К 3,28;

пр п

КТС = 0,12; Пог = 3,6; N = 49; • талахский горизонт:

- песчаники мелкозернистые и алевролиты: 1дК = 22 х К -1,9; КТС = 0,1;

пр п

Пог = 2,5; N = 516;

- песчаники крупно- и среднезернистые: 1дК = 26 х К -1,9; КТС = 0;

пр п

Пог = 26,7; N = 1397;

- гравелиты: 1дК = 29 х К -1,9; КТС = 0;

пр п

Пог = 6,4; N = 359,

где КТС позволяет оценивать связи произвольной формы (линейные и нелинейные) и определяется отношением:

где Dy - дисперсия аппроксимируемой характеристики; Dост - остаточная дисперсия. В соответствии с этим значение КТС меняется в пределах от 0 до 1. Если значение КТС близко к нулю, значит, аппроксимация не дает удовлетворительного описания статистики. Если же значение КТС близко к единице, значит, аппроксимация хорошо описывает поведение статистики. Интерпретация значений КТС достаточна проста. По критерию тесноты связи

34

№ 10 октябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

GEOLOGY

Ботуобинский горизонт(песчаники среднезернистые, а) a) мелкозернистые)

Botuobinsky horizon (medium-grained, peLitic sandstones)

б) b)

Ботуобинский горизонт (алевролит) Botuobinsky horizon (siLtstone)

Ботуобинский горизонт (песчаник глинистый) в) c) Botuobinsky horizon (argiLLaceous sandstone)

j Ф I Е

О си

*

, !» ф * s •Л* Ш

"l 1

й* 6 1

7

f.

t

О 0 04 006 013 016 02 034 Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions

о о

о/

о

о/

0 1

0 0 U 0 » 0 2 0 в 0 2 о:

Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions

0 004 008 012 016 02 024

Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions

» Песчаник засолоненный

Saline sandstone °Алевролит Siltstone

• Песчаник мелкозернистый

PeLitic sandstone о Алевролит глинистый Argillaceous siLtstone

Условные обозначения Legend

* Песчаниксреднезернистый Medium-grained sandstone Песчаник глинистый Argillaceous sandstone

Песчаник крупнозернистый Coarse-grained sandstone Гравелит GraveLstone

Кпр = 20 000/Кпэф-3-2

Coefficient of permeabiLity = 20 000/effective porosity factor-3,2

Рис. 5. Анализ возможности отделения зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента эффективной пористости с учетом литотипов для ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ

Fig. 5. AnaLysis of abiLity to differentiate dependence of the permeabiLity coefficient from the effective porosity coefficient with respect to Lythotops for the Botuobinsky horizon of the Chayandinskoe oiL and gas fieLd

а) a)

Хамакинский горизонт (песчаники крупнозернистые, среднезернистые,

мелкозернистые) Khamakinsky horizon (coarse-grained, medium-grained, pelitic sandstones)

б) b)

Хамакинский горизонт (алевролит) Khamakinsky horizon (siLtstone)

B) c)

Хамакинский горизонт (гравелит) Khamakinsky horizon (graveLstone)

г) d)

Хамакинский горизонт (песчаник засолоненный) Khamakinsky horizon (saline sandstone)

sr-''

F*"

9 H 0« 012 Oie

Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions

*

щ *

/ *

0 0 M 0 0в 0 2 0 И в 112

Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions

Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions

Песчаник засолоненный Saline sandstone Алевролит Siltstone

Песчаник мелкозернистый PeLitic sandstone Алевролит глинистый ArgiLLaceous siLtstone

Условные обозначения Legend

Песчаник среднезернистый Medium-grained sandstone Песчаник глинистый Argillaceous sandstone

Песчаник крупнозернистый Coarse-grained sandstone Гравелит GraveLstone

Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions

Кпр = 411 613/Кпэф-323

Coefficient of permeabiLity = 411 613/effective

porosity factor-3,23

Рис. 6. Анализ возможности разделения зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента эффективной пористости с учетом литотипов для хамакинского горизонта Чаяндинского НГКМ

Fig. 6. AnaLysis of abiLity to differentiate dependence of the permeabiLity coefficient from the effective porosity coefficient with respect to Lythotops for the Khamakinsky horizon of the Chayandinskoe oiL and gas fieLd

определяется доля изменений переменной у, которая связана с изменением переменной х. Например, величина 0,8 означает, что 80 % изменений переменной у связано с изменением х, а 20 % -

с изменением других факторов. Следовательно, 20 % являются долей неопределенности. Величина КТС не зависит от объема статистики в том смысле, что для разных выборок одинаковые значе-

ния критерия свидетельствуют о равных долях неопределенностей зависимых переменных.

Применительно к петрофизическим зависимостям, используемым при ин-

ГЕОЛОГИЯ

а) a)

Талахский горизонт(песчаники крупнозернистые, среднезернистые, мелкозернистые) Talakhsky horizon (coarse-grained, medium-grained, pelitic sandstones)

б) b)

в) c)

г) d)

Талахский горизонт (алевролит) Talakhsky horizon (siltstone)

Талахский горизонт (песчаник глинистый) Talakhsky horizon (argillaceous sandstone)

Талахский горизонт (гравелит) Talakhsky horizon (gravelstone)

Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capillarimetry, unit fractions

Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capillarimetry, unit fractions

Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capillarimetry, unit fractions

Условные обозначения

Песчаник засолоненный Saline sandstone Алевролит Siltstone

Песчаник мелкозернистый Pelitic sandstone Алевролит глинистый Argillaceous siltstone

Legend

Песчаник среднезернистый Medium-grained sandstone Песчаник глинистый Argillaceous sandstone

Песчаник крупнозернистый Coarse-grained sandstone Гравелит Gravelstone

Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capillarimetry, unit fractions

Кпр = 53 390/Кпэф-302

Coefficient of permeability = 53 390/effective porosity factor-302

Рис. 7. Анализ возможности разделения зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента эффективной пористости c учетом литотипов для талахского горизонта Чаяндинского НГКМ

Fig. 7. AnaLysis of abiLity to differentiate dependence of the permeabiLity coefficient from the effective porosity coefficient with respect to Lythotops for the TaLakhsky horizon of the Chayandinskoe oiL and gas fieLd

терпретации ГИС, считается, что при КТС > 0,3 связь является приемлемой, а при КТС > 0,5 - хорошей. Зависимости Кпр от Кп, дифференцированные по литотипам, определенным по гранулометрии,характеризуются низкими КТС - в основном от 0 до 0,1. Поэтому при подсчете запасов 2015 г. и в дальнейшем при интерпретации результатов ГИС в эксплуатационных скважинах было принято решение об использовании зависимости К от К

пр п.эф'

поскольку величина КТС данной зависимости больше.

Отсутствие тесной зависимости (КТС > 0,5) проницаемости и открытой пористости при разделении данных на литотипы (в основном по структурным характеристикам) обусловлено сложным строением терригенных коллекторов венда Чаяндинского НГКМ и имеет теоретическое обоснование. Как известно, соотношение проницаемости с пористостью и удельной поверхностью, имеющее вид Кпр = Кп3/252 (уравнение Козени, где S - удельная поверхность грунта, 1/см), действительно только для идеального грунта. Применительно к отложениям продуктивных горизонтов Чаяндин-

ского НГКМ Кпр зависит от эффективной пористости Кп , соответствующей объему только эффективных пор, по которым происходит фильтрация газа, и определяется рядом дополнительных факторов в соответствии с уравнением:

К

: К A/f.p.S 2

п.эф 'J г (

ф '

где / - величина, характеризующая сечение поровых каналов и изменяющаяся от 2 (круглое сечение) до 3; Т - извилистость каналов фильтрации (гидродинамическая); 5ф - удельная поверхность фильтрации, характеризующая суммарную поверхность в единице объема породы только фильтрующих поровых каналов, 1/см. Для основной части пород 5ф существенно меньше полной адсорбционной поверхности (5а). Для песков, слабосцементированных неглинистых песчаников и алевролитов Sф « Sа и справедливо уравнение Козени - Кармана:

К = К ф3/5.5 2(1 - К )2,

пр п.эф ' гр * п'

где 5гр - удельная поверхность 1 см3 твердой фазы минерального скелета,

определяемая по данным гранулометрического анализа. При этом извилистость каналов фильтрации является важным параметром, на величину которого суммарное воздействие оказывают галитизация, карбо-натизация, ангидритизация отложений. Таким образом, даже для наиболее «простых» коллекторов теоретически обоснована только зависимость К

пр

от Кп эф с учетом данных гранулометрии. Однако, учитывая анализ фактических данных этой зависимости, влияние размера зерен коллекторов Чаяндинского НГКМ на вариации Кпр следует рассматривать в комплексе с другими факторами, определяющими ФЕС (рис. 5-7).

По результатам комплексного анализа керна можно сделать вывод, что для сложнопостроенных терригенных коллекторов венда Чаяндинского НГКМ вариации ФЕС обусловлены рядом факторов, которые можно разделить на три группы:

1) седиментационные факторы, к которым относятся структурно-текстурные характеристики обломочных пород: размер зерен, окатанность, степень

GEOLOGY

Рис. 8. Анализ возможности разделения зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента эффективной пористости по засолоненности для а) ботуобинского; б) хамакинского; в) талахского горизонтов Чаяндинского НГКМ

Fig. 8. AnaLysis of abiLity to differentiate dependence of the permeabiLity coefficient from the effective porosity coefficient with respect to saLinity for the Botuobinsky (a), Khamakinsky (b) and TaLakhsky (c) horizons of the Chayandinskoe oiL and gas fieLd

а) a)

Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon

б) b)

Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon

в) c)

Талахский горизонт TaLakhsky horizon

Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions Кп = 20 000/Кп1ф-32; КТС = 0,47; Пог = 3,9; N = 282

Coefficient ofpermeabiLity = 20 000/effective porosity factor-3,2; correLation ratio criteria = 0,47; inaccuracy = 3,9; N = 282

Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions Кпр = 411 613/Кпэф-323; КТС = 0,37; Пог = 1,5; N = 1291

Coefficient of permeabiLity = 411 613/effective porosity factor-3,23; correLation ratio criteria = 0,37; inaccuracy = 1,5; N = 1291

Условные обозначения Legend

о Засолоненные образцы ° Незасолоненные образцы SaLine sampLes Non-saLine sampLes

Эффективная пористость (капилляриметрия), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions Кпр = 53 390/К -3 02; КТС = 0,14; Пог = 4,5; N = 1350

Coefficient of permeabiLity = 53 390/effective porosity factor-3 02; correLation ratio criteria = 0,14; inaccuracy = 4,5; N = 1350

сортировки, макро- и микронеоднородность, состав обломочных минералов, количество седиментационного глинистого материала;

2)степень эпигенетического изменения коллекторов, определяющая процессы

регенерации,пластической деформации и аутигенного минералообразо-вания;

3) заполнение порового пространства вторичными минералами: доломитом, ангидритом и галитом.

На фильтрационные характеристики коллекторов ботуобинского и хамакинского горизонта наибольшее влияние оказывают вторичные изменения -степень эпигенетического изменения и количество ангидрита, доломита

а) a)

Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon

1 - К = 123 219 » К ГИС(3-27) - зависимос

ботуобинс Coefficien according кого горизон та (подсчет запасов 2015 г.) ity = 123 219 « ^efficient of porosity sical well logging detail?*- depep^jacj

"core - cor "for the Bo uobinsky horizon (oiL and gas,.--'

calculation 2 - ГИС-ГД фактор от s, 2015) доин 2- yfw\i f

logging - h research da ydrodynämi-T ____ ta w^hskin 4JW«. Wo 15 . « ыяаВ * «l« yÄ •JÎlti aw У IJIM »

7 * Уо 3 -Ge Ill« ГИС-ГДИ ск physical we н-фактор о lotting - h th skin facto 15 до 25 drodynamic r from 15 to 2

б) b)

Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon

1 - Кпр = 1 753 296 « КпГИС<-555> - зависимость «керн - керн» для п а (подсчет запасов 7П15 г )

Коэффициент пористости по ГИС, мД Coefficient of porosity according to the geophysicaL weLL Logging data, mD Скин-фактор (skin factor): • 5-5, • 5-15, • 15-25

в) c)

Талахский горизонт TaLakhsky horizon

1 - К = м2«.™«*

Коэффициент пористости по ГИС, мД Coefficient of porosity according to the geophysicaL weLL Logging data, mD Скин-фактор (skin factor): • 5-5, • 5-15, • 15-25, о 25-35, • 35-45

Коэффициент пористости по ГИС, мД Coefficient of porosity according to the geophysicaL weLL Logging data, mD Скин-фактор (skin factor): • 5-5, • 5-15, • 15-25, о 25-35, • 35-45

Рис. 9. Сопоставление коэффициентов проницаемости по данным ГДИ с коэффициентом пористости (расчет по данным ГИС) и величиной скин-фактора (по данным ГДИ) для а) ботуобинского; б) хамакинского; в) талахского горизонтов разведочных скважин Чаяндинского НГКМ Fig. 9. Comparison of the permeabiLity coefficients according to the hydrodynamic research data with the porosity coefficient (caLcuLated by data of the geophysicaL expLoration in weLLs) and skin factor (according to the hydrodynamic research data) for the Botuobinsky (a), Khamakinsky (b) and TaLakhsky (c) horizons of the Chayandinskoe oiL and gas fieLd

рн» для

ГЕОЛОГИЯ

Рис. 10. Сопоставление максимальных дебитов газа, полученных при испытании в колонне, с линейными запасами (расчет по данным ГИС) и величиной скин-фактора (по данным ГДИ) для а) ботуобинского; б) хамакинского; в) талахского горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения

Fig. 10. Comparison of the maximum gas flowrates obtained during testing in a column with in-line reserves (calculated by data of the geophysical exploration in wells) and the skin factor (according to the hydrodynamic research data) for the Botuobinsky (a), Khamakinsky (b) and Talakhsky (c) horizons of the Chayandinskoe oil and gas field

Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon

Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon

Талахский горизонт Talakhsky horizon

н-эффекте

Линейные запасы - Кп*Кг*Н м In-line reserves Скин-фактор Skin factor

Линейные запасы - Кп*Кг*Нэф м In-line reserves Скин-фактор Skin factor

•j-s, •Mi, oiHj, owjj

Линейные запасы - Кп*Кг*Нэ^ м In-line reserves Скин-фактор Skin factor •' »5-15, »IMS, Ou-H. OMJ5

и галита. В коллекторах талахского горизонта крайне высоко влияние всех трех факторов.

Проблема корректной оценки величины проницаемости также усугубляется тем, что все три группы факторов, опреде-

ляющих проницаемость, встречаются в коллекторах пород продуктивных горизонтов как по отдельности, так и одновременно. Засолонение, ангидри-тизация и доломитизация отмечаются в любых литотипах, вне зависимости от

их структурно-текстурных особенностей. Это отчетливо прослеживается по результатам анализа по литотипам зависимости К от К . (рис. 5-7), по-

пр п.эф

казавшего, что принятым зависимостям для продуктивных горизонтов соответ-

а) a)

Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon

б) b)

Абсолютная проницаемость, мД

AbsoLute permeabiLity, mD Кпр.эф = 10(1,03 * Lg(КПр.абC)—0,2) Effective permeabiLity coefficient = = 10(1,03 * Lg (absoLute permeabiLity coefficient) - 0,2)

Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon

в) c)

Песчаник засолоненный Saline sandstone Алевролит Siltstone

Песчаник мелкозернистый Pelitic sandstone Алевролит глинистый Argillaceous siltstone

0001

Абсолютная проницаемость, мД

AbsoLute permeabiLity, mD Кпр эф = 10(1,05 * Lg^ абс)-0,23) Effective permeabiLity coefficient = 10(1,05 * * Lg(absoLute permeabiLity coefficient) - 0,23)

Условные обозначения Legend

Песчаник среднезернистый Medium-grained sandstone Песчаник глинистый Argillaceous sandstone

0001

Талахский горизонт Talakhsky horizon

V

/

et-« У/

9

К °

p «

7*

/

0001 001 01 t 10 100 1000 10000 Абсолютная проницаемость, мД AbsoLute permeabiLity, mD Кпр эф = 10(1,05 * Lg^ абс)-0,2) при Кг > 0,55 Effective permeabiLity coefficient = 10(1,05 * Lg(absoLute permeabiLity coefficient) - 0,2) when gas saturation factor > 0,55 Кпрэф = 10A(1,0* Lg^^абс)-0,4) при Кг < 0,55 Effective permeabiLity coefficient = 10(1,0 * Lg(absoLute permeabiLity coefficient) - 0,4) when gas saturation factor < 0,55

Песчаник крупнозернистый Coarse-grained sandstone Гравелит Gravelstone

Кпр = 53 390/Кпэф-302

Coefficient of permeability = 53 390/effective porosity factor-302

Рис. 11. Зависимости типа «керн - керн» коэффициента эффективной проницаемости от коэффициента абсолютной проницаемости для а) ботуобинского; б) хамакинского; в) талахского горизонтов Чаяндинского НГКМ

Fig. 11. "Core-to-core" dependences of the effective permeability coefficient from the absolute permeability coefficient for the Botuobinsky (a), Khamakinsky (b) and Talakhsky (c) horizons of the Chayandinskoe oil and gas field

GEOLOGY

а) a)

Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon

б) b)

Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon

в) c)

Абсолютная проницаемость, перпендикулярная напластованию, мД Absolute permeability perpendicular to bedding plane Кпр абс90 - 10(1,0095 « 1д(Кпр абс)-0,183) Absolute permeability coefficient 90 - 10(1,0095 « * lg(absolute permeability coefficient) - 0,183)

Талахский горизонт Talakhsky horizon

1

•. У

'•'Éà § л

... к v hi

/

Абсолютная проницаемость, перпендикулярная напластованию, мД Absolute permeability perpendicular to bedding plane Кпр абс90 - 10(1,06 « lg(Kn абс)-0,407) Absolute permeability coefficient 90 - 10(1,06 * * lg(absolute permeability coefficient) - 0,407)

Абсолютная проницаемость, перпендикулярная напластованию, мД Absolute permeability perpendicular to bedding plane Кпрабс90 - 10(0,931 » ЦКпрабс)-0,46) Absolutepermeability coefficient90 - 10(0,931 « * lg(absolute permeability coefficient) - 0,46)

' Песчаникзасолоненный

Saline sandstone ^ Алевролит Siltstone

1 Песчаник мелкозернистый

Pelitic sandstone s Алевролит глинистый Argillaceous siltstone

Условные обозначени Legend

4 Песчаник среднезернистый

Medium-grained sandstone о Песчаник глинистый Argillaceous sandstone

о Песчаник крупнозернистый

Coarse-grained sandstone ° Гравелит Gravelstone

Кпр - 53 390/Кпэф-302

Coefficient of permeability - 53 390/effective porosity factor-302

Рис. 12. Зависимости типа «керн - керн» коэффициента проницаемости, перпендикулярной напластованию, от коэффициента проницаемости, параллельной напластованию, для а) ботуобинского; б) хамакинского; в) талахского горизонтов Чаяндинского НКГМ

Fig. 12. "Core-to-core" dependences of the coefficient of permeability parallel to bedding plane from the coefficient of permeability perpendicular to bedding plane for the Botuobinsky (a), Khamakinsky (b) and Talakhsky (c) horizons of the Chayandinskoe oil and gas field

ствуют в основном все выделенные по гранулометрии литотипы. Градация данных по засолонению (рис. 8) демонстрирует возможность разделения зависимостей К от К . по степени

пр п.эф

засолонения для низкопористых разностей (менее 8 %). Для высокопористых засолоненных образцов значения Кпр соответствуют обобщенным зависимостям.

На снижение проницаемости всех групп литотипов существенное влияние может оказать макронеоднородность отложений, проявляющаяся в виде чередования слойков различной литотологии. Для подтверждения этой гипотезы и построения зависимостей для этой группы отложений необходим дополнительный подробный анализ результатов макроописания керна в целях выявления зон повышенной слоистости. Учитывая, что в скважинах Чаяндинского НГКМ в составе дополнительного комплекса ГИС были проведены исследования с помощью акустического (САС-90) (17 скважин) и электрического (FMI) (6 скважин) микросканеров, для выделения зон неоднородности коллектора целесообразно использовать

данные микросканирования в комплексе с дополнительными исследованиями керна.

Таким образом, представляется более корректным уточнение зависимостей «К - К», «К - К .,.» при разделении

пр п пр п.эф г г п

отложений на литофации, отражающие условия формирования коллекторов, в том числе наличие засолоненных, карбонатизированных или ангидрити-зированных разностей, а также с учетом макронеоднородности отложений.

а) a)

Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon

б) b)

400 200

Талахский горизонт Talakhsky horizon

/

é-1 ч* s? '

jj / J

— VKj^ ...

/ 4

/

Коэффициент проницаемости по ГИС (с учетом

анизотропии), мД Coefficient of permeability according to data of the geophysical exploration in wells (with anisotropy), mD

Коэффициент проницаемости по ГИС (с учетом

анизотропии), мД Coefficient of permeability according to data of e geophysical exploration in wells (with anisotropy), mD

Рис. 13. Сопоставление коэффициентов проницаемости по ГИС и ГДИ в эксплуатационных скважинах а) хамакинского; б) талахского горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения

Fig. 13. Comparison of coefficients of permeability according to the hydrodynamic research data and data of the geophysical exploration in operating wells of the Khamakinsky (a) and Talakhsky (b) horizons of the Chayandinskoe oil and gas field

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 October 2018

39

ГЕОЛОГИЯ

/

** ■

/

« N

А т- ::

/ ' •

/

-—1 »-

Коэффициент абсолютной проницаемости по керну Coefficient of absoLute permeabiLity by core, mD о Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon • Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon •Талахский горизонт TaLakhsky horizon

Рис. 14. Изменение коэффициента проницаемости после обработки образцов буровым раствором (петрофизическая лаборатория ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2014) Fig. 14. Coefficient of permeabiLity aLterarion after driLLing mud treatment for sampLes (petrophysicaL Laboratory of the Gazprom VNIIGAZ LLC, 2014)

Корректность расчета коэффициента проницаемости по результатам ГИС согласно приведенной методике была оценена методом сопоставления Кпр по ГДИ по данным испытаний в разведочных скважинах с учетом скин-фактора и зависимости «Кпр - Кп», определенной по керну, отражающей расчетные значения Кпр по ГИС. Сопоставление осуществлялось в поле данных «Кпр по ГДИ и Кп по ГИС» (рис. 9). Градация осуществлялась как по фактическому скин-фактору, так и по принадлежности параметров скважин по дебитам и линейным запасам к одной из зависимостей, отражающих качество вторичного вскрытия пласта (рис. 10) [6, 7]. По результатам ГДИ, с уменьшением скин-эффекта отмечается увеличение дебитов скважин при одинаковых линейных запасах. Основной вывод из сопоставления данных Кпр по ГИС и по ГДИ: значения коэффициентов по керну и по ГДИ совпадают при благоприятных условиях вскрытия пласта, что подтверждает корректность расчета Кпр по ГИС и достоверность принятой в настоящее время по результатам бурения вертикальных разведочных скважин гидродинамической модели [6].

Оценка Кпр по ГИС подразумевает расчет абсолютной проницаемости пласта, параллельной напластованию, в отсутствие остаточных водо- и нефтенасы-щенности и является максимально возможной. После подсчета запасов 2015 г. в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в ходе геолого-геофизического сопровождения эксплуатационного бурения Чаяндинского НГКМ были определены зависимости, отражающие поправочные коэффициенты Кпр с учетом остаточной водонасыщенности и анизотропии пластов.

Анализ данных показал, что влияние содержания связанной воды на Кпр следует учитывать по зависимостям К .(К ).

пр.эф* пр'

Для талахского горизонта зависимость дифференцирована по коэффициенту остаточной водонасыщенност Кво и коэффициенту газонасыщенности Кг (рис. 11). Однако в участках горизонтального ствола коэффициент проницаемости следует рассчитывать с учетом поправки на анизотропию (рис. 12). Достоверность оценки коэффициента проницаемости по ГИС оценивалась также путем сопоставления с данными, полученными в ходе ГДИ в эксплуатационных скважинах (рис. 13, 14). Наилучшая сходимость отмечена по результатам сопоставления с проницаемостью по ГИС, определенной с учетом анизотропии. Достижение хорошей сопоставимости Кпр по ГИС и по ГДИ по ряду скважин подтверждает корректность используемой в настоящее время методики определения Кпр по ГИС. Отсутствие систематической разности значений Кпр по ГИС и по ГДИ при хорошей сходимости данных для части скважин может свидетельствовать о вероятном влиянии технологических факторов и о неучете в отдельных скважинах ли-тологических факторов при определении коэффициента проницаемости. В то же время учет в методике определения Кпр условий осадконакопления, подразумевающих анализ комплекса таких факторов, как макро- и микронеоднородность разреза, глинистость, засо-лоненность и карбонатность, позволит увеличить точность определения Кпр по ГИС. При этом следует помнить о том, что различие значений К по ГИС и по

пр

ГДИ может быть обусловлено не только

Компоненты и состав глинистого бурового раствора, использовавшегося при проведении опыта по влиянию бурового раствора на изменение коэффициента проницаемости Components and composition of a drilling mud used for research into impact of a drilling mud on the permeability coefficient variation

Компоненты бурового раствора Drilling mud components

Состав Количество Quantity

Composition кг/м3 kg/m3 %

Кальцинированная сода (NaCO3) Sodium carbonate (NaCO3) 2 0,6

Поваренная соль (NaCl) Sodium chloride (NaCl) 250 70,0

Каустическая сода (NaOH) Sodium hydrate (NaOH) 1 0,3

Бактицид Bactidde 1 0,3

Биополимер Biopolymer 3 0,8

Крахмал (C6H10O5)n Starch (C6HMO5)n 20 5,6

Мраморная крошка (CaCO3) Marble aggregate (CaCO3) 80 22,4

особенностями методических приемов определения коэффициента по ГИС, но и различиями принципов определения Кпр по ГИС и по ГДИ, а также комплексом технологических факторов, оказывающих влияние на реальную проницаемость коллектора, например:

1) по ГДИ определяется фазовая проницаемость коллектора по газу при наличии определенной доли связанной воды, попутно добываемой жидкости, конденсационной воды, а при запуске скважины после ремонтных работ -остатков жидкости глушения скважины. По керну определяется абсолютная проницаемость;

2) исследование керна позволяет определить проницаемость отдельных «точечных» образцов пород, а в ходе ГДИ определяется проницаемость больших по толщине и объему работающих интервалов, имеющих разнонаправленную неоднородность. Разница в значениях Кпр по ГИС и по ГДИ будет тем значительнее, чем более неоднородное строение (макро- и микроанизотропию) будет иметь продуктивный горизонт;

40

№ 10 октябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

GEOLOGY

3) расчетное значение Кпр по ГДИ при недоосвоенности скважины может быть существенно заниженным;

4) на снижение продуктивности скважины и, соответственно, расчетной проницаемости пласта по ГДИ значительное влияние могут оказывать процессы гидратообразования;

5) существенное влияние на проницаемость вскрытого пласта может оказывать кольматация прискважинной части пласта частицами бурового раствора. Это было подтверждено опытами, проведенными в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2014 г. и показавшими, что после обработки образцов буровым раствором Кпр снижается в среднем в пять раз, при этом у отдельных образцов Кпр снизился в 10-100 раз (рис. 14). Значительная часть образцов после влияния бурового раствора стала полностью непроницаемой. При проведении опытов применялся глинистый раствор, параметры которого представлены в таблице.

Таким образом, при анализе величин Кпр по результатам опробования скважин необходимо учитывать, что влияние бурового раствора на проницаемость коллектора может быть очень существенным. Воздействие раствора «Полиэконол-Флора» на проницаемость коллекторов Чаяндинского НГКМ изучается в настоящее время.

ВЫВОДЫ

1. Используемая в настоящее время для оперативной интерпретации данных, полученных в эксплуатационных скважинах Чаяндинского НГКМ, зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента эффективной пористости определена в рамках подсчета запасов месторождения в 2015 г. Вид зависимости соответствует теоретической зависимости К от ФЕС.

пр

2. Определение коэффициента проницаемости по зависимости от коэффициента эффективной пористости дает

максимально возможную оценку Кпр для неглинистого, некарбонатизиро-ванного и незасолоненного коллектора при благоприятных условиях вскрытия пласта.

3. Привести величину Кпр к реальным фильтрационным характеристикам вскрытого скважиной разреза можно только с учетом условий формирования коллектора, макро- и микроанизотропии пласта, влияния вторичных процессов изменения коллектора - галитиза-ции , карбонатизации, ангидритизации, а также технологических особенностей вскрытия и опробования пласта.

4. Необходимо разработать нормативный документ, который регламентировал бы адаптацию расчета коэффициента проницаемости на стадии подсчета запасов на основе исследований керна вертикальных скважин к условиям эксплуатационного бурения с наклонными и горизонтальными окончаниями стволов скважин.

References:

1. Skorobogatov V.A. Yenisei-Lena Megaprovince: Formation, Placement and Forecasting of Hydrocarbon Deposits. Geologiya nefti i gaza = Geology of Oil and Gas, 2017, No. 3, P. 3-17. (In Russian)

2. Kreknin S.G., Pogretsky A.V., Krylov D.N., et al. Updated Geological-Geophysical Model for the Chaiandinskoe Oil-Gas-Condensate Deposit. Geologiya neftii gaza = Geology of Oil and Gas, 2016, No. 2, P. 44-55. (In Russian)

3. Polyakov E.E., Ryzhov A.E., Ivchenko O.V., et al. Scientific Tasks Solved at Calculating Hydrocarbon Reserves of Chayanda Oil-Gascondensate Field. Nauchnotekhnicheskiy sbornik Vesti gazovoy nauki = Scientific Technical Collection Book News of Gas Science, 2017, No. 3, P. 172-186. (In Russian)

4. Ryzhov A.E. Types and Properties of Terrigenous Reservoirs of the Vendian of the Chayandinskoe Field. Nauchno-tekhnicheskiy sbornik Vesti gazovoy nauki = Scientific Technical Collection Book News of Gas Science, 2013, No. 1, P. 145-160. (In Russian)

5. Ryzhov A.E., Savchenko N.V., Perunova T.A., Orlov D.M. Influence of the Features of the Structure of the Porous Space of the Reservoirs of the Chayandinskoe Oil and Gas Condensate Field on Their Filtration Characteristics. Theses of the II International Scientific and Practical Conference "World Resources and Gas Reserves and Advanced Technology for Their Development" (WGRR 2010). Moscow, Gazprom VNIIGAZ, 2010, P. 62. (In Russian)

6. Polyakov E.E., Pylev E.A., Churikova I.V., et al. Productivity of Complex Terrigenous Reservoirs of the Vendian of the Chayandinskoe Field Depending on the Lithological and Petrophysical Properties and Geological and Technical Conditions of the Opencut of Sediments. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 12, P. 22-32. (In Russian)

7. Ivchenko O.V. Dependence of the Specific Productivity of Wells on Their Facial Affiliation and Reservoir Salinity on the Example of the Botuobinsky Horizon of the Chayandinskoe Field. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2014, No. 3, P. 24-29. (In Russian)

Литература:

1. Скоробогатов В.А. Енисей-Ленская мегапровинция: формирование, размещение и прогнозирование месторождений углеводородов // Геология нефти и газа. 2017. № 3. С. 3-17.

2. Крекнин С.Г., Погрецкий А.В., Крылов Д.Н. и др. Современная геолого-геофизическая модель Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения // Геология нефти и газа. 2016. № 2. С. 44-55.

3. Поляков Е.Е., Ивченко О.В., Семенова К.М. и др. Решение научных проблем при подсчете запасов углеводородов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (ЧНГКМ) ПАО «Газпром» // Вести газовой науки: науч.-техн. сборник. 2017. № 3 (31). С. 172-186.

4. Рыжов А.Е. Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения // Вести газовой науки: науч.-техн. сборник. 2013. № 1 (12). С. 145-160.

5. Рыжов А.Е., Савченко Н.В., Перунова Т.А., Орлов Д.М. Влияние особенностей строения порового пространства коллекторов Чаяндинского НГКМ на их фильтрационные характеристики // Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения (WGRR 2010): тез. докл. II Междунар. науч.-практ. конф., Москва, 28-29 октября 2009. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. С. 62.

6. Поляков Е.Е., Пылев Е.А., Чурикова И.В. и др. Продуктивность сложнопостроенных терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения в зависимости от литолого-петрофизических свойств и геолого-технических условий вскрытия отложений // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 12. С. 22-32.

7. Ивченко О.В. Зависимость удельной продуктивности скважин от их фациальной принадлежности и засолонения коллектора на примере ботуобин-ского горизонта Чаяндинского месторождения // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2014. № 3. С. 50-55.