CC BY
32ГЕОЛОГИЯ
УДК 622.276.03:553.98(571)
Е.Е. Поляков1; Е.А. Пылев1; И.В. Чурикова1; Е.О. Семенов1; Ю.М. Чуриков1; А.В. Симонов1,
e-mail: A_Simonov@vniigaz.gazprom.ru; Н.А. Никульникова1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия).
Продуктивность сложнопостроенных терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения в зависимости от литолого-петрофизических свойств и геолого-технических условий вскрытия отложений
Поступление новой информации о продуктивности эксплуатационных скважин Чаяндинского нефтегазоконденсат-ного месторождения, интенсивное бурение которых ведется в настоящее время, делает актуальным комплексный анализ данных эксплуатационного бурения и всей геолого-геофизической и технологической информации, накопленной за период разведочного бурения.
Для выявления закономерностей соответствия величин получаемых дебитов геологическим и литологическим особенностям пород венда был проведен попластовый комплексный анализ данных исследований керна, геофизических исследований по испытанным объектам разведочных скважин.
Выявлено, что зависимости величин дебитов от фильтрационно-емкостных свойств для продуктивных горизонтов имеют большие зоны неопределенности, в связи с чем были изучены такие факторы, как засолоненность коллекторов и параметры вторичного вскрытия пластов. Анализ распространения засолоненных коллекторов при сопоставлении со схемами продуктивности скважин показал, что прямая зависимость между повышенной засолоненностью и снижением дебитов газа отсутствует. Для хамакинского горизонта отмечено увеличение влияния засолоненности на продуктивность скважин при снижении эффективных толщин и уменьшении фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Вероятное влияние технологических факторов на результаты испытания скважин было изучено по сопоставлениям данных испытаний скважин, осредненных по скважинам фильтрационно-емкостных свойств по керну и линейных запасов по геофизическим исследованиям скважин. Сопоставление величин дебитов газа с линейными запасами показало наличие их зависимости при дифференциации данных по скин-фактору, характеризующему степень загрязнения призабойной части пласта. С уменьшением скин-фактора отмечается увеличение дебитов скважин при одинаковых линейных запасах.
По зависимостям коэффициента проницаемости по гидродинамическим исследованиям от коэффициента пористости по геофизическим исследованиям скважин показано соответствие данным по керну при минимальных значениях скин-фактора, что подтверждает корректность расчетов, произведенных при моделировании разработки месторождения. Сделан вывод о важности подбора и качества технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов для достижения проектного уровня дебитов при освоении эксплуатационных скважин.
Ключевые слова: дебит, геофизическое исследование, линейные запасы, Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, коллектор, фильтрационно-емкостные свойства, скин-фактор, литология.
E.E. Polyakov1; E.A. Pylev1; I.V. Churikova1; E.O. Semenov1; Yu.M. Churikov1; A.V. Simonov1,
e-mail: A_Simonov@vniigaz.gazprom.ru; N.A. Nikul'nikova1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russia).
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
The article presents the results of complex analysis of the production drilling data and the geological, geophysical and technical information for the Chayandinskoe oil and gas condensate field (Lensky district, Yakutia, Russia). At the present
22
№ 12 декабрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
time, intensive drilling of producing wells gives a lot of new data on their producibility. Analysis of this data and all information collected during the period of prospective drilling is of immediate interest.
Dependences between the obtained values of flowrates and the geological and lithological properties of rocks of the Vendian were revealed by complex interval analysis of the core samples research data and the geophysical research data on the tested objects of prospecting wells.
Dependences of the flowrate values on the flow properties for productive horizons have large zones of uncertainty, therefore the salinity of reservoirs and parameters of secondary opencut of layers were studied. Comparison of the saline reservoirs distribution with the well productivity schemes showes that there is no direct relationship between the increased salinity and the decrease in gas production rates. The increase in the effect of salinity on the productivity of wells with the decrease in effective thicknesses and the decrease in the flow properties of reservoirs was noted for the Khamakinsky horizon.
Comparison of the well testing data, the core sample flow properties averaged by wells, and the in-line reserves obtained by geophysical research of wells gives a possibility to study the probable influence of technological factors on the results of well testing. There is a dependence between the gas flowrate values and the in-line reserves when differentiating the data by the skin factor characterizing the degree of contamination of the bottom-hole formation zone. The well flowrates increase with a decrease of skin factor and the same in-line reserves.
The correctness of the field development modeling is confirmed, since the correspondence of the core sample data with the minimum values of skin factor is shown by dependences of the permeability coefficient obtained by hydrodynamic studies from the porosity coefficient calculated from geophysical well studies. The selection and quality of the technology of completion of productive layers is concluded to be important to achieve the design level of flowrates during the development of producing wells.
Keywords: flowrate, geophysical research, in-line reserves, Chayandinskoe oil and gas condensate field, reservoir, flow properties, skin factor, lithology.
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, входящее в проектируемую газотранспортную систему «Сила Сибири», в настоящий момент вступает в стадию опытно-промышленной эксплуатации. По запасам газа месторождение относится к супергигантским (по принятой классификации месторождений газа ПАО «Газпром»), по геологическому строению - к очень сложным [1, 2]. Подсчитанные запасы сухого газа составляют суммарно по категориям С1 + С2 более 1,3 трлн м3, нефти - около 200 млн т. В настоящий момент интенсивно ведется бурение наклонно-направленных эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием ствола, количество которых в настоящее время превысило 80. В 2016 г. начато опробование эксплуатационных скважин. Поступление новой информации о продуктивности эксплуатационных скважин при учете сложного геологического строения
месторождения и коллекторов, слагающих продуктивные пласты, делает актуальным комплексный анализ данных эксплуатационного бурения и всей геолого-геофизической и технологической информации, накопленной за период разведочного бурения. Основные запасы углеводородов Ча-яндинского нефтегазоконденсатного месторождения сосредоточены в сложных терригенных коллекторах боту-обинского, хамакинского и талахского горизонтов вендского возраста, представленных в основном низкоглинистыми разнозернистыми песчаниками и песчанистыми гравелитами. По минеральному составу песчаники относятся к группам мономиктовых кварцевых и полевошпат-кварцевых пород. Степень зрелости песчаных пород и сортировка обломочного материала возрастают вверх по разрезу. Содержание кварца увеличивается от 35-
45 % в породах талахского горизонта, до 95-100 % - в ботуобинском горизонте. При этом наиболее грубообломочные и наименее отсортированные породы (конгломераты и гравелиты) залегают в основании разреза продуктивной части вендских отложений (талахский горизонт), а в кровельной части разреза терригенного венда (ботуобинский горизонт) степень сортировки материала наибольшая, и размерность песчаников снижается до мелко-среднезернистой. Характерной особенностью песча-но-гравийных коллекторов хамакинского и талахского горизонтов являются включения прослоев аргиллитов толщиной до 5-7 см. Аномальная естественная радиоактивность песчано-гравий-ных пород, залегающих в подошвенной части талахского горизонта, связана с повышенным содержанием монацита, который формировался из размыва остаточных отложений коры выветри-
Ссылка для цитирования (for citation):
Поляков Е.Е., Пылев Е.А., Чурикова И.В., Семенов Е.О., Чуриков Ю.М., Симонов А.В., Никульникова Н.А. 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.
Polyakov E.E., Pylev E.A., Churikova I.V., Semenov E.O., Churikov Yu.M., Simonov A.V., Nikul'nikova N.A. 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 (In Russ.). Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 12, P. 22-32.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 December 2017
23
ГЕОЛОГИЯ
•
о
о •
о
Условные обозначения:
Legend
Изогипсы кровли пласта коллектора, м Hypsometric curves of the reservoir, m
Тектонические нарушения Tectonic deformations Предполагаемая граница выклинивания пласта-коллектора Estimated boundary ofreservoir Границы Чаяндинского ЛУ, ПАО «Газпром», ЯКУ 15949 НЭ Boundaries of the Chayandinsky License block, Gazprom PJSC, YaKU 15949 NE Qrболее 40 тыс. м3/сут Qr more than 40 thousand m3/day Qr менее 40 тыс. м3/сут Qr Less than 40 thousand m3/day Сухой Dry
Содержание соли по керну более 8 %
Content of sault in the core samples more than 8 % Результаты испытания скважин:
Results of the well testing:
Qr более 40 тыс. м3/сут
Qr more than 40 thousand m3/day
Qr менее 40 тыс. м3/сут
Qr less than 40 thousand m3/day
Сухой
Dry
Нефть
Oil
He испытана Not tested
Рис. 1. Схема продуктивности скважин ботуобинского горизонта при сопоставлении с данными о содержании соли в коллекторах по керну
Fig. 1. Scheme of productivity of wells in Botuobinsky horizon in comparison with data on salt content in reservoirs by core samples
вания кристаллических пород фундамента.
Первичное пустотное пространство терригенных коллекторов верхнего венда интенсивно редуцировано за счет постседиментационных процессов. На ранней стадии формирования коллекторов происходило формирование сульфатно-карбонатного порового и базально-порового цемента. В низкоглинистых разностях пород интенсивно развиты процессы регенерации с появ-
лением конформно-регенерационной микроструктуры. За счет снижения температуры и давления на наиболее поздней стадии формирования резервуара Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) происходило неравномерное засолонение свободного порового пространства коллекторов. Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов, определенные по керну, закономерно ухудшаются с увеличением глубины. При этом для боту-
обинского горизонта средние значения коэффициента пористости по керну достигают 0,131 д. ед., коэффициента проницаемости - 347,4 мД, для хама-кинского горизонта - соответственно, 0,093 д. ед. и 171,4 мД, для талахского -0,112 д. ед. и 51,4 мД. Результаты испытаний разведочных скважин отразили высокую степень неоднородности вендских отложений, что отражается в сложной картине схем продуктивности скважин [3, 4], актуализированным по сейсмогеоло-гической модели 2016 г. (рис. 1-3). Из ботуобинского горизонта были получены притоки газа дебитом до 500900 тыс. м3/сут, нефти - до 55 м3/сут. При этом наиболее продуктивен горизонт на Северном блоке месторождения (рис. 1). Максимальные дебиты газа, полученные при испытании хамакинского горизонта, составляют около 400 тыс. м3/сут, при этом высокопродуктивные зоны приурочены к северо-западной части Северного блока и центральной части Южного I блока (рис. 2). Высокая продуктивность талахского горизонта отмечается на незначительной площади в центральной части месторождения (Южного I блока), где дебиты газа достигали 400 тыс. м3/сут (рис. 3). Однако в ряде случаев при испытании сложнопостроенных коллекторов либо притоки не были получены, либо дебит был меньше прогнозируемого по общей толщине выделенных по геофизическим исследованиям скважин (ГИС) коллекторов и расчетным значениям ФЕС. При учете сложных геолого-технических условий вскрытия вендских отложений возникает вопрос, насколько соотношение ожидаемых и полученных притоков из скважины является закономерным для сложнопостроенных коллекторов с разной степенью засолоненности, вариациями минералогического состава и сложной структурой порового пространства и каково влияние первичного и вторичного вскрытия пластов. Для выявления закономерностей соответствия величин получаемых дебитов геологическим и литологическим особенностям пород был проведен попла-стовый комплексный анализ имеющейся геолого-геофизической информации. При этом, учитывая проведенные ис-
24
№ 12 декабрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
о
Условные обозначения:
Legend
Изогипсы кровли пласта коллектора, м Hypsometric curves of the reservoir, m
Тектонические нарушения Tectonic deformations Предполагаемая граница выклинивания пласта-коллектора Estimated boundary of reservoir Границы Чаяндинского ЛУ, ПАО «Газпром», ЯКУ 15949 НЭ Boundaries of the Chayandinsky License block, Gazprom PJSC, YaKU 15949 NE Qr более 40 тыс. м3/сут Qr more than 40 thousand m3/day Qr менее 40 тыс. м3/сут Qr Less than 40 thousand m3/day Сухой Dry
Содержание соли по керну более 8 %
Content of sault in the core samples more than 8 % Результаты испытания скважин:
Results of the well testing:
Qr более 40 тыс. м3/сут
Qr more than 40 thousand m3/day
Qr менее 40 тыс. м3/сут
Qr less than 40 thousand m3/day
Сухой
Dry
Нефть
Oil
Не испытана Not tested
Рис. 2. Схема продуктивности скважин хамакинского горизонта при сопоставлении с данными о содержании соли в коллекторах по керну
Fig. 2. Scheme of productivity of wells in Khamakinsky horizon in comparison with data on salt content in reservoirs by core samples
следования литофациальных особенностей коллекторов различной продуктивности, выполненные в разное время [3, 4], особое внимание было уделено отражению выявленных закономерностей на данных ГИС и результатам их интерпретации.
На основе построения дифференциальных распределений параметров была установлена взаимосвязь дебитов скважин с их геологическими характеристиками по керну (коэффициентами
пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности), литологически-ми характеристиками (содержанием фракций различной размерности по гранулометрии), а также с основными геофизическими характеристиками (величинами интервального пробега упругой волны по данным акустического каротажа (АК), объемной плотности по данным гамма-гамма-каротажа (ГГК) и удельного электрического сопротивления по данным электрического каро-
тажа (ЭК)). Для этого использовалась попластовая осредненная информация керновых данных и данных ГИС в интервалах испытания, группировавшаяся по величине дебитов газа при заданной депрессии на пласт (10 % от пластового давления для ботуобинского горизонта и 20 % - для хамакинского и талахского горизонтов).
При анализе испытаний использовалось значение минимально рентабельного дебита газа, равное 40 тыс. м3/сут (значение, обоснованное для условий Якутии при подсчете запасов в 1978 г.). Из приведенных распределений для ботуобинского горизонта (рис. 4) видно, что получение рентабельных дебитов более вероятно из коллекторов с увеличенным содержанием песчаной фракции (более 80 %) и высокими ФЕС по керну: коэффициенты пористости -более 0,12 д. ед., проницаемости -более 100 мД, остаточной водонасыщенности - менее 0,18 д. ед. При этом очевидно, что в состав интервалов, из которых получены притоки с высокими дебитами, входят и пропластки, пористость которых менее 0,04 д. ед., проницаемость близка к 1 мД, а остаточная водонасыщенность - к 0,40 д. ед., т. е. корректнее говорить о преимущественном распространении в испытываемых интервалах с высокими дебитами коллекторов с повышенными ФЕС. Для интервалов ботуобинского горизонта, из которых получены рентабельные притоки газа, суммарная доля коллекторов с высокими и средними ФЕС (I, II, III классы по [5]) составляет 76,9 %. Большое влияние на величину дебитов оказывает содержание глинистой фракции. Так, при содержании глинистой фракции более 7 % вероятно получение только низкодебитных притоков (рис. 4б).
Геофизические характеристики также отражают большую вероятность получения рентабельных притоков при преимущественном распространении в разрезе ботуобинского горизонта высокопористых неглинистых разностей (величины гамма-каротажа (ГК) менее 3 мкР/ч, Кп по ГИС - более 9 %) и отсутствии уплотненных пропластков, характеризующихся интервальным временем пробега упругой волны менее
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 December 2017
25
ГЕОЛОГИЯ
Условные обозначения:
Legend
Изогипсы кровли пласта коллектора, м Hypsometric curves of the reservoir, m
Тектонические нарушения Tectonic deformations Предполагаемая граница выклинивания пласта-коллектора Estimated boundary of reservoir Границы Чаяндинского ЛУ, ПАО «Газпром», ЯКУ 15949 НЭ Boundaries of the Chayandinsky license block, Gazprom PJSC, YaKU 15949 NE Qr более 40 тыс. м3/сут Qr more than 40 thousand m3/day Qr менее 40 тыс. м3/сут Qr Less than 40 thousand m3/day Сухой Dry
Содержание соли по керну более 8 %
Content of sault in the core samples more than 8 % Результаты испытания скважин:
Results of the well testing:
Qr более 40 тыс. м3/сут
Qr more than 40 thousand m3/day
Qr менее 40 тыс. м3/сут
Qr less than 40 thousand m3/day
Сухой
Dry
Нефть
Oil
He испытана Not tested
Рис. 3. Схема продуктивности скважин талахского горизонта при сопоставлении с данными о содержании соли в коллекторах по керну
Fig. 3. Scheme of productivity of wells in Talakhsky horizon in comparison with data on salt content in reservoirs by core samples
220 мкс/м и удельным электрическим сопротивлением (УЭС) более 400 Ом.м (рис. 4).
Для хамакинского горизонта граничными значениями при группировании данных по дебитам были выбраны значения 5, 40 и более 40 тыс. м3/сут (рис. 5). Анализ дифференциальных распределений ФЕС и гранулометрического состава коллекторов показал, что для хамакинского горизонта, так
же как для ботуобинского, получение рентабельных дебитов более вероятно из коллекторов с увеличенным содержанием песчаной фракции (более 85 %) и высокими ФЕС по керну: коэффициентами пористости более 0,12 д. ед., проницаемости - более 200 мД, остаточной водонасыщенности - менее 0,10 д. ед. Также высока роль содержания глинистого материала: при содержании глинистой фракции более 7 % значительно
увеличивается вероятность получения только низкодебитных притоков. Значения коэффициента проницаемости коллекторов, из которых более вероятен низкодебитный приток, составляют менее 50 мД, остаточной водонасыщенности - более 0,35 д. ед. По геофизическим характеристикам (рис. 5) это находит отражение в преимущественном получении низкодебитных (менее 5 тыс. м3/сут) притоков при Кп по ГИС менее 0,08 д. ед., УЭС менее 20 Ом.м и естественной радиоактивности по ГК более 5 мкР/ч. Для интервалов хамакинского горизонта, из которых получены рентабельные притоки газа, суммарная доля коллекторов с высокими и средними ФЕС (I, II, III классы по [5]) составляет 76,9 %. Для коллекторов талахского горизонта отмечается более высокая неопределенность в тенденции зависимости величин дебитов от литологических и фильтраци-онно-емкостных свойств по керну (рис. 7). Отмечается увеличение вероятности получения низкодебитных притоков при значениях коэффициента пористости коллекторов менее 0,11 д. ед., коэффициента проницаемости менее 8 мД, при этом практически отсутствует влияние гранулометрического состава на величину дебитов. Однако анализ данных ГИС в испытанных интервалах показал, что низкодебитные притоки более вероятны при наличии разностей с повышенными значениями ГК (более 10,5 мкР/ч) и уплотненных прослоев с низкими значениями коэффициента АК (менее 215 мкс/м) и, соответственно, пористости по ГИС (менее 0,09 д. ед.) (рис. 6).
Следует отметить, что рассмотренные закономерности зависимости величин дебитов от ФЕС для всех трех продуктивных горизонтов имеют большие зоны неопределенности, т. е. из коллекторов с хорошими ФЕС и характеристиками по ГИС, слабо отличающимися от характеристик высокопродуктивных коллекторов, были получены низкие дебиты. Отмеченная неопределенность дифференциальных распределений литоло-го-петрофизических и геофизических параметров в испытанных интервалах с различными дебитами потребовала дальнейшего анализа геолого-техниче-
26
№ 12 декабрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
ской информации по скважинам, включая засолоненность коллекторов и параметры вторичного вскрытия пластов. Площадной анализ влияния степени засолоненности коллекторов боту-обинского, хамакинского и талахского горизонтов, определенной по керну, на продуктивность скважин показал отсутствие прямой зависимости между этими параметрами (рис. 1-3). При анализе было использовано осредненное по коллекторам содержание соли по рентгенофазовому анализу и водной вытяжке. Исследования на керне были проведены в петрофизической лаборатории ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Площадное сопоставление данных показало, что в ботуобинском горизонте коллекторы скважин, давших высокие дебиты газа, - скв. 321-16 (0г = 228 тыс. м3/сут), скв. 321-3 (0г = 228 тыс. м3/сут), скв. 321-5 (0г = 574 тыс. м3/сут), скв. 18006 (Qr = 236 тыс. м3/сут) - отличаются повышенным засолонением по керну (более 10 %) (рис. 1). Ряд скважин, давших промышленные притоки нефти (321-22, 321-24, 321-14), также характеризуется высоким засолонением по керну.
Для хамакинского горизонта отсутствие прямой зависимости получаемых дебитов от степени засолонения коллекторов подтверждается результатами исследований и испытаний ряда скважин, где были получены вы-сокодебитные притоки газа при повышенной засолоненности отложений. Так, в скв. 180-03 дебит газа составил 228 тыс. м3/сут, в скв. 321-77 - 407,7 тыс. м3/сут и в скв. 321-11 - 41,3 тыс. м3/сут (рис. 2), а средняя величина засолонения - соответственно, 9,8 и 9,0 %. В то же время в основной зоне продуктивности горизонта, приуроченной к Южному I блоку, в целом отмечается развитие малозасолоненных коллекторов, за исключением скв. 321-77 и 321-11. В залежи Северного блока хамакинского горизонта в зоне коллекторов с высокой засолоненностью в ряде скважин приток получен не был (скв. 321-59: С = 10,5 %; скв. 321-44,
соль ' ' '
321-45: С = 14,4-8,5 %; скв. 321-46:
соль ' ' '
Ссоль = 10,2 %). При этом очевидно, что отсутствие притока в этих скважинах вызвано комплексом причин, а не только
Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon
а) a)
J
■ ■ : 4
Коэффициент пористости по керну, д. ед. Coefficient of porosity by core samples, unit fractions
в) c)
Коэффициент проницаемости по керну, мД Coefficient of permeability by core samples, mD
г) d)
Коэффициент остаточной водонасыщенности по керну, д. ед. Coefficient of residual water saturation by core samples, unit fractions
Содержание песчаной фракции по данным гранулометрии, % Content of sand fraction by granulometry data, %
Содержание алевритовой фракции по данным гранулометрии, % Content of aleurite fraction by granulometry data, %
ж) g)
. Ёщ\
/ w
Естественная радиоактивность по ГК, мкР/ч Natural radioactivity by data of gamma-ray logging, mcR/h
Содержание глинистой фракции по данным гранулометрии, % Content of clay fraction by granulometry data, %
з) h)
\
Интервальное время пробега упругой волны по АК, мкс/м Interval of elastic wave travel time by data of acoustic logging, ps/m
и) i)
Удельное электрическое сопротивление(ГИС), Ом.м Specific electric resistance, Q
к) j)
tM 4Л
Коэффициент пористости по ГИС, д. ед. Porosity coefficient by data of the geophysical exploration in wells, unit fractions
■ газонасыщенные по испытанию пласты, Qr < 40 тыс. м3/сут (gas-bearing formation by testing data Qr < 40 thousand m3/day)
■ газонасыщенные по испытанию пласты, Qr = 40- 454 тыс. м3/сут (gas-bearing formation by testing data Qr = 40-454 thousand m3/day)
■ пласты, из которых не получен приток (layers without received flow)
Рис. 4. Распределение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов: а) коэффициента пористости; б) коэффициента проницаемости; в) коэффициента остаточной водонасыщенности. Распределение содержания фракций различной размерности по керну: г) песчаной фракции; д) алевритовой фракции; е) глинистой фракций. Распределение геофизических характеристик пласта по ГИС: ж) интервального времени пробега упругой волны по АК; з) удельного электрического сопротивления; и) естественной радиоактивности по ГК; к) коэффициента пористости по ГИС. Распределения приведены для испытанных интервалов ботуобинского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения
Fig. 4. Distributions of the flow properties of reservoir: a) coefficient of porosity; b) coefficient of permeability; c) coefficient of residual water saturation. Distribution of the content of different sizes fractions by core samples: d) sand fraction; e) aleurite fraction; f) clay fraction. Distribution of the geophysical characteristics of reservoir in accordance with data of the geophysical exploration in wells: g) the interval of elastic wave travel time by data of acoustic logging; i) specific electric resistance; h) natural radioactivity by data of gamma-ray logging; j) porosity coefficient by data of the geophysical exploration in wells. The distributions are presented for the tested intervals of the Botuobinsky horizon of the Chayandinskoe oil and gas field
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 December 2017
27
ГЕОЛОГИЯ
Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon
а) a)
—fi
•« »M IP gl» ы ■ Л M 1
Коэффициент пористости по керну, д. ед. Coefficient of porosity by core samples, unit fractions
Коэффициент проницаемости по керну, мД Coefficient of permeability by core samples, mD
г) d)
/— \ Î
_1
/* / \ч
Ik К У \
iL шеш ШШШШШШШя
Коэффициент остаточной водонасыщенности по керну, д. ед. Coefficient of residual water saturation by core samples, unit fractions д) e)
Содержание песчаной фракции по данным гранулометрии, % Content of sand fraction by granulometry data, %
Ü
Содержание алевритовой фракции по данным гранулометрии, % Content of aleurite fraction by granulometry data, %
Содержание глинистой фракции по данным гранулометрии, % Content of clay fraction by granulometry data, %
Интервальное время пробега упругой волны по АК, мкс/м Interval of elastic wave travel time by data of acoustic logging, ps/m
и) i)
Удельное электрическое сопротивление (ГИС), Ом.м Specific electric resistance, Q
Естественная радиоактивность по ГК, мкР/ч Natural radioactivity by data of gamma-ray logging, mcR/h
Коэффициент пористости по ГИС, д. ед. Porosity coefficient by data of the geophysical exploration in wells, unit fractions
газонасыщенные по испытанию пласты, Qr < 5 тыс. м3/сут (gas-bearing formation by testing data Qr < 5 thousand m3/day) газонасыщенные по испытанию пласты, Qr = 5-40 тыс. с3/сут (gas-bearing formation by testing data Qr = 5-40 thousand m3/day) газонасыщенные по испытанию пласты, Qr = 40-320,5 тыс. м3/сут (gas-bearing formation by testing data Qr = 40-320.5 thousand m3/day) пласты, из которых не получен приток (layers without received flow)
Рис. 5. Распределения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов: а) коэффициента пористости; б) коэффициента проницаемости; в) коэффициента остаточной водонасыщенности. Распределение содержания фракций различной размерности по керну: г) песчаной фракции; д) алевритовой фракции; е) глинистой фракций. Распределение геофизических характеристик пласта по ГИС: ж) интервального времени пробега упругой волны по АК; з) удельного электрического сопротивления; и) естественной радиоактивности по ГК; к) коэффициента пористости по ГИС. Распределения приведены для испытанных интервалов хамакинского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения
Fig. 5. Distributions of the flow properties of reservoir: a) coefficient of porosity; b) coefficient of permeability; c) coefficient of residual water saturation. Distribution of the content of different sizes fractions by core samples: d) sand fraction; e) aleurite fraction; f) clay fraction. Distribution of the geophysical characteristics of reservoir in accordance with data of the geophysical exploration in wells: g) the interval of elastic wave travel time by data of acoustic logging; i) specific electric resistance; h) natural radioactivity by data of gamma-ray logging; j) porosity coefficient by data of the geophysical exploration in wells. The distributions are presented for the tested intervals of the Khamakinsky horizon of the Chayandinskoe oil and gas field
засолонением, в том числе уменьшением эффективных толщин коллекторов. Анализ распространения засолонен-ных коллекторов талахского горизонта (водная вытяжка, рентгенофазовый анализ керна) при сопоставлении с картами продуктивности скважин показал отсутствие прямой зависимости между повышенной засолоненностью и снижением дебитов газа или отсутствием притока. Коллекторы талахского горизонта, из которых получен высо-кодебитный приток газа, в ряде случаев отличаются высоким содержанием соли. Например, в скв. 213-01 дебит газа составил 185,1 тыс. м3/сут, а содержание соли по водной вытяжке - 10 %, в скв. 321-11 дебит газа составил 186,2 тыс. м3/сут, а содержание соли по водной вытяжке - 9 %. Таким образом, анализ распространения засолоненных коллекторов (водная вытяжка, рентгенофазовый анализ керна) при сопоставлении с картами продуктивности скважин продуктивных горизонтов Чаяндинского НГКМ показал отсутствие значительного влияния содержания галита в коллекторах на величину дебитов. Для хамакинского горизонта отмечено увеличение влияния засолоненно-сти при снижении эффективных толщин и уменьшении ФЕС коллекторов. Такие выводы хорошо коррелируют со стандартными исследованиями на керне Чаяндинского НГКМ соотношения коэффициентов проницаемости и пористости [2], показавшими, что для засолоненных коллекторов происходит в основном уменьшение коэффициента пористости, а фильтрационные свойства остаются высокими (рис. 7). Изучение образцов из засолоненных коллекторов на растровом электронном микроскопе и микротомографе показало, что выделения соли на стенках пор уменьшают сечение фильтрационных каналов, но не перекрывают их, а часть крупных пор сохраняются открытыми, что обеспечивает высокие фильтрационные свойства и возможность получения высокодебитных притоков при уменьшении емкостных свойств коллекторов [6]. Для оценки вероятного влияния технологических факторов на результаты испытания скважин Чаяндинского
28
№ 12 декабрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
НГКМ был проведен совместный анализ данных испытаний скважин и осред-ненных по скважинам ФЕС по керну и ГИС. Графики сопоставления величин максимальных дебитов, полученных при испытании коллекторов и коэффициентов проницаемости по керну (рис. 8), показали разные тренды зависимостей этих параметров, свидетельствующие о вероятном недостижении низкопроницаемыми разностями возможных величин дебитов.
Анализ вероятного влияния технологических факторов был также осуществлен при сопоставлении линейных запасов, рассчитанных по данным ГИС (Нэф.Кп.К, где Нэф - эффективная газонасыщенная толщина; Кп и К - коэффициенты пористости и газонасыщенности) в испытанных интервалах пластов Чаяндинского НГКМ, с деби-тами газа [2].
Очевидно наличие зависимостей между фактическими дебитами газа и расчетными значениями линейных запасов при дифференциации данных по скин-эффекту (скин-фактор, или коэффициент несовершенства скважины), характеризующему степень загрязнения приза-бойной части пласта (рис. 9). По результатам гидродинамических исследований (ГДИ), с уменьшением скин-эффекта отмечается увеличение дебитов скважин при одинаковых линейных запасах (рис. 9). Например, для ботуобинского горизонта при практически равных линейных запасах в скв. 321-53 дебит газа составил 15,1 тыс. м3/сут (скин-фактор равен 30), а в скв. 321-43 - 802 тыс. м3/сут (скин-фактор равен 2,2). Для хама-кинского горизонта в скв. 321-75, где скин-фактор низкий (4,9), увеличение дебита в результате проведения гидроразрыва пласта (ГРП) оказалось не столь значительным, а в скв. 321-58 с очевидно высоким скин-фактором произошло увеличение дебита с 4,08 до 300 тыс. м3/сут. Для талахского горизонта при практически равных линейных запасах в скв. 321-47 дебит газа составил 67,3 тыс. м3/сут (скин-фактор равен 25,8), а в скв. 321-63 - 142 тыс. м3/сут (скин-фактор равен 18,2). Приведенные соотношения позволяют проводить экспресс-оценку максималь-
в) с)
г) d)
_1
w
-J^M
£ ^ S >г ■
HI
Коэффициент остаточной водонасыщенности по керну, д. ед. Coefficient of residual water saturation by core samples, unit fractions
Содержание песчаной фракции по данным гранулометрии, % Content of sand fraction by granulometry data, %
Естественная радиоактивность по ГК, мкР/ч Natural radioactivity by data of gamma-ray logging, mcR/h
Щ
Коэффициент пористости по ГИС, д. ед. Porosity coefficient by data of the geophysical exploration in wells, unit fractions
Рис. 6. Распределения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов: а) коэффициента пористости; б) коэффициента проницаемости; в) коэффициента остаточной водонасыщенности. Распределение содержания фракций различной размерности по керну: г) песчаной фракции; д) алевритовой фракции; е) глинистой фракций. Распределение геофизических характеристик пласта по ГИС: ж) интервального времени пробега упругой волны по АК; з) удельного электрического сопротивления; и) естественной радиоактивности по ГК; к) коэффициента пористости по ГИС. Распределения приведены для испытанных интервалов талахского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения
Fig. 6. Distributions of the flow properties of reservoir: a) coefficient of porosity; b) coefficient of permeability; c) coefficient of residual water saturation. Distribution of the content of different sizes fractions by core samples: d) sand fraction; e) aleurite fraction; f) clay fraction. Distribution of the geophysical characteristics of reservoir in accordance with data of the geophysical exploration in wells: g) the interval of elastic wave travel time by data of acoustic logging; i) specific electric resistance; h) natural radioactivity by data of gamma-ray logging; j) porosity coefficient by data of the geophysical exploration in wells. The distributions are presented for the tested intervals of the Talakhsky horizon of the Chayandinskoe oil and gas field
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 December 2017
29
ГЕОЛОГИЯ
Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon
Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon
Талахский горизонт Talakhsky horizon
а) a)
001
0 004 ore 012 016 02 024
Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Coefficient of porosity (by water), unit fractions о Засолоненные образцы о Незасолоненные образцы Saline samples Non-saline samples
■ Кпр = 123219^3,27, КТС (correlation ratio coefficient) = 0,10, Пог = 6,9, N = 1282 (обобщенная зависимость - master curve)
ï s 1 t
Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Coefficient of porosity (by water), unit fractions Засолоненные образцы Незасолоненные образцы Saline samples Non-saline samples
1 - Кпр = 5016234.Кп3,27, КТС (correlation ratio coefficient) = 0, Пог = 54,5, N = 2667 (засолоненные песчаники - saline sandstones)
2 - Кпр = 5016234.Кп3,27, КТС = 0, Пог = 54,5, N = 2667 (обобщенная зависимость - master curve)
D D(4 q« 01Z Щ S J4
Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Coefficient of porosity (by water), unit fractions
с Засолоненные образцы о Незасолоненные образцы Saline samples Non-saline samples
■ lgtfp = 22.Кп-1,9, КТС (correlation ratio coefficient) = 0,1; Пог = 2,5, N = 516 (песчаники и алевролиты - sandstones and aleurolites)
Рис. 7. Зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента пористости, определенного методом жидкостенасыщения (по воде) с дифференциацией по степени засолоненности, ботуобинский (а), хамакинский (б) и талахский (в) горизонты, Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение
Fig. 7. Dependences of the permeability coefficient from the porosity coefficient determined by the liquid saturation method (in water) with differentiation by the salinity degree, the Botuobinsky (a), Khamakinsky (b) and Talakhsky (c) horizons, the Chayandinskoe oil and gas condensate field
Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon
Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon
Талахский горизонт Talakhsky horizon
а) a)
Коэффициент пористости по керну, мД Coefficient of permeability by core samples, mD Пределы изменения Кво: Variation limit of Кво • ■ 9 41 J. 1IÎ 0J.» й 3-0 Ji.o. 0 iî i to
1 - 0Г > 40 тыс. м3/сут (thousand m3/day)
2 - 0Г < 40 тыс. м3/сут (thousand m3/day)
3 - 0Г < 5 тыс. м3/сут (thousand m3/day)
Коэффициент пористости по керну, мД Coefficient of permeability by core samples, mD Пределы изменения Кво: Variation limit of Кво •. в 41 i. <HÎ ÏU.» Û JJJ И.О. (UÎ i tf
1 - 0Г > 40 тыс. м3/сут (thousand m3/day)
2 - 0Г < 40 тыс. м3/сут (thousand m3/day)
3 - 0Г < 5 тыс. м3/сут (thousand m3/day)
Коэффициент пористости по керну, мД Coefficient of permeability by core samples, mD Пределы изменения Кво: Variation limit of Кво • »0 IJ 01И ).• 0 JJii 0- »JM)W
1 - 0Г > 40 тыс. м3/сут (thousand m3/day)
2 - 0Г < 40 тыс. м3/сут (thousand m3/day)
3 - 0Г < 5 тыс. м3/сут (thousand m3/day)
Рис. 8. Сопоставление дебитов газа, полученных при испытании коллекторов ботуобинского (а), хамакинского (б) и талахского (в) горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения и средневзвешенных по мощности значений коэффициента проницаемости по керну Fig. 8. Comparison of gas flowrates obtained from the testing of the Botuobinsky (a), Khamakinsky (b) and Talakhsky (c) horizons of the Chayandinskoe oil and gas field and the average weighted by capacity values of the permeability coefficient by core samples
но возможных прогнозных дебитов в вертикальных скважинах Чаяндинского НГКМ по расчетным по ГИС подсчетным параметрам (значениям Кп, К, Н ). При принятии условия равенства величин скин-факторов для проведенных трендов (рис. 9) были построены зависимости величины проницаемости по ГДИ от линейных запасов по ГИС (рис. 10) и величины проницаемости по ГДИ от коэффициента пористости по
ГИС при градации данных по скин-фактору (рис. 11).
Очевидна уверенная группировка данных по величине скин-фактора, отражающая влияние степени загрязнения прискважинной зоны пласта на фильтрационные свойства пласта при испытании (Кпр по ГДИ) и, соответственно, на величину дебитов газа. Сопоставление фактических данных Кпр по ГДИ с К по ГИС показало, что при
минимальных значениях скин-фактора данные соответствуют зависимостям Кпр (Кп) вида «керн - керн», разработанным при подсчете запасов 2015 г. (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»). Расчет коэффициента проницаемости по зависимостям коэффициента проницаемости от коэффициента пористости был заложен в модель при расчетах показателей технологической схемы разработки Чаяндинского НГКМ.
30
№ 12 декабрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon
Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon
Талахский горизонт Talakhsky horizon
фактор tor
X
■ " T л
... И1 *
г-"' hydraulic f
Ш-Л
3SS!
©г
hydraulic f
/... :
■ > m, до ГРП
hydraulic fracturing)
* Отсутствие дан «j Skin faCtor data
(befor
ых о ски is absen
Линейные запасы - К,*^*^, м In-line reserves Скин-фактор Skin factor •¿.J, »Mi. «IMS, 0 2i.3i.0JUl
Линейные запасы - К *К*Нм In-line reserves Скин-фактор Skin factor •vj-s, »3-13. »t?-», OJWJ. Oii-ii
Линейные запасы - К^К^Н^ м In-line reserves Скин-фактор Skin factor •-5 -i. «5-15, •
Рис. 9. Сопоставление максимальных дебитов газа, полученных при испытании в колонне, с линейными запасами (расчет по данным ГИС) и величиной скин-фактора (по данным ГДИ) для горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения: а) ботуобинского; б) хамакинского; в) талахского
Fig. 9. 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 horizons of the Chayandinskoe oil and gas field: a) Botuobinsky; b) Hamakinsky; c) Talakhsky
Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon
Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon
Талахский горизонт Talakhsky horizon
a) a)
ачз
• ЯП 7 / - ja . isflci ["шК «« • 321»
• ,4l pea 1 Uliy • m»
i 32191
в) c)
» «1 Tiw äff
X H*
• 3ÎI о « Ч --J—
y4 l KU* JitM о Л*м « ii
Линейные запасы - Кп*Кг*Н ,, м In-line reserves Скин-фактор Skin factor »11 ■; i> • .j
Линейные запасы - Кп*Кг*Н ,, м In-line reserves Скин-фактор Skin factor »■ i »11' •. i -.'is г ii .1
1 - ГИС-ГДИ скин фактор от -5 до 5 (for skin factor from -5 to 5)
2 - ГИС-ГДИ скин фактор от 5 до 15 (for skin factor from 5 to 15)
3 - ГИС-ГДИ скин фактор от 15 до 25 (for skin factor from 15 to 25)
1 - ГИС-ГДИ скин фактор от -5 до 5 (for skin factor from -5 to 5)
2 - ГИС-ГДИ скин фактор от 5 до 15 (for skin factor from 5 to 15)
3 - ГИС-ГДИ скин фактор от 15 до 45 (for skin factor from 15 to 45)
Линейные запасы - Кп*К**Нф м In-line reserves Скин-фактор Skin factor » J 1 • 1 :' »LS-li. 11 4 i;.?
1 - ГИС-ГДИ скин фактор от -5 до 15 (for skin factor from -5 to 15)
2 - ГИС-ГДИ скин фактор от 15 до 45 (for skin factor from 5 to 15)
Рис. 10. Сопоставление коэффициентов проницаемости по данным ГДИ с линейными запасами (расчет по данным ГИС) и величиной скин-фактора (по данным ГДИ) для горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения: а) ботуобинского; б) хамакинского; в) талахского
Fig. 10. Comparison of the permeability coefficients according to the hydrodynamic research data with in-line reserves (calculated by data of the geophysical exploration in wells) and skin factor (according to the hydrodynamic research data) for horizons of the Chayandinskoe oil and gas field: a) Botuobinsky; b) Khamakinsky; c) Talakhsky
Соответствие реальных данных ГИС-ГДИ зависимостям «керн - керн» подтверждает корректность расчетов, заложенных при моделировании разработки месторождения.
ВЫВОДЫ
1. Впервые для Чаяндинского НГКМ показано, что значения коэффициентов
проницаемости по керну и ГДИ совпадают при благоприятных условиях вскрытия пласта, что подтверждает достоверность гидродинамической модели. 2. Для коллекторов ботуобинского и хамакинского горизонтов существенно влияние глинистости на величину дебитов: при глинистости более 7 % вероятность получения низкодебит-
ных притоков значительно возрастает. Для коллекторов талахского горизонта практически отсутствует влияние гранулометрического состава на величину дебитов.
3. Засолоненность коллекторов не оказывает значительного влияния на продуктивность скважин ботуобинского и талахского горизонтов.
ydrauli
actu rinc
н-э
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 December 2017
31
ГЕОЛОГИЯ
Рис. 11. Сопоставление коэффициентов проницаемости по данным ГДИ с коэффициентом пористости (расчет по данным ГИС) и величиной скин-фактора (по данным ГДИ) для горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения: а) ботуобинского; б) хамакинского; в) талахского Fig. 11. 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 horizons of the Chayandinskoe oil and gas field: a) Botuobinsky; b) Khamakinsky; с) Talakhsky
Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon
Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon
Талахский горизонт Talakhsky horizon
а) a)
Коэффициент пористости по ГИС, мД Coefficient of porosity according to data of the geophysical exploration in wells Скин-фактор Skin factor ••Î-J, Ц.«,»1М!
1 - Кп = 123219. К, гис («efficient of porosity according to data of the geophysical exploration)A(3,27) - зависимость «керн - керн» для ботуобинского горизонта (dependency of type "core - core" for
the Botuobinsky horizon) (2015)
2 - ГИС-ГДИ скин фактор от 5 до 15 (for skin factor from 5 to 15)
3 - ГИС-ГДИ скин фактор от 15 до 25 (for skin factor from 15 to 25)
в) c)
Коэффициент пористости по ГИС, мД Coefficient of porosity according to data of the geophysical exploration in wells Скин-фактор Skin factor »t-lf, »If-», OM-J5, о 3Î--45
1 - Кп = 1753296/Кп гис («efficient of porosity according to data of the geophysical exploration)A(-5,95) - зависимость «керн - керн» для хамакинского горизонта (dependency of type "core - core" for
the Khamakinsky horizon) (2015)
2 - ГИС-ГДИ скин фактор от 5 до 15 (for skin factor from 5 to 15)
3 - ГИС-ГДИ скин фактор от 15 до 25 (for skin factor from 15 to 25)
4 - ГИС-ГДИ скин фактор от 25 до 45 (for skin factor from 25 to 45)
* Я!
• '31» , КШ 11
А В »
• irfh 3 ИТ
у* nui
/
/ 2"2 ---- о Î1WM
■""о >214*
Коэффициент пористости по ГИС, мД Coefficient of porosity according to data of the geophysical exploration in wells Скин-фактор Skin factor *MS, *lî-îî, OB-JJ, OiMi
1 - Кп = 10л(26.Кп гис («efficient of porosity according to data of the geophysical exploration) - 1,9) - зависимость «керн - керн» для талахского горизонта (dependency of type "core - core" for the Talakhsky horizon) (2015)
2 - ГИС-ГДИ скин фактор от 25 до 45 (for skin factor from 25 to 45)
4. При вскрытии хамакинского горизонта засолоненность коллекторов влияет на продуктивность в комплексе с другими геологическими факторами: уменьшением эффективной толщины и ФЕС коллекторов.
5. Величина дебитов определяется не только ФЕС и литологией коллекторов, но и технологией вскрытия пласта.
6. Для успешного освоения эксплуатационных скважин важными задачами
являются подбор и качество технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов.
7. Разработана методика прогнозирования продуктивности скважин для условий Чаяндинского НГКМ.
References:
1. Kreknin S.G., Pogretsky A.V., Krylov D.N., et al. Updated Geological-Geophysical Model for the Chaiandinskoe Oil-Gas-Condensate Deposit. Geologiya nefti i gaza = Geology of Oil and Gas, 2016, No. 2, P. 44-55. (In Russian)
2. 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)
3. 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)
4. 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)
5. Khanin A.A. Oil and Gas Rock Collectors of Oil and Gas Bearing Provinces in the USSR. Moscow, Nedra, 1973, 304 p. (In Russian)
6. 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)
7. Polyakov E.E., Ryzhov A.E., Ivchenko O.V., et al. Scientific Tasks Solved at Calculating Hydrocarbon Reserves of Chayanda Oil-Gascondensate Field. Nauchno-tekhnicheskiy sbornik Vesti gazovoy nauki = Scientific Technical Collection Book News of Gas Science, 2017, No. 3, P. 172-186. (In Russian)
Литература:
1. 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.
2. Скоробогатов В.А. Енисей-Ленская мегапровинция: формирование, размещение и прогнозирование месторождений углеводородов // Геология нефти и газа. 2017. № 3. С. 3-17.
3. Рыжов А.Е. Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. 2013. № 1. С. 145-160.
4. Ивченко О.В. Зависимость удельной продуктивности скважин от их фациальной принадлежности и засолонения коллектора на примере ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2014. № 3. С. 24-29.
5. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М.: Недра, 1973. 304 с.
6. 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.
7. Поляков Е.Е., Рыжов А.Е., Ивченко О.В. и др. Решение научных проблем при подсчете запасов углеводородов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. 2017. № 3. С. 172-186.
32
№ 12 декабрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
