CC BY
142
УДК 553.048
Решение научных проблем при подсчете запасов углеводородов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения
Е.Е. Поляков1, А.Е. Рыжов1, О.В. Ивченко1, К.М. Семёнова1*, В.В. Стрекозин1, Д.Н. Крылов1, НА Никульникова1, С.Ю. Ромащенко1, И.В. Чурикова1, Л.А. Кондратьева2, Л.Д. Колотущенко2, В.Ю. Трухин2, Т.А. Вотякова2
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1
2 ООО «ЦНИП ГИС», Российская Федерация, 117149, г. Москва, ул. Болотниковская, д. 36, к. 2, оф. 11 * E-mail: K_Semenova@vniigaz.gazprom.ru
Ключевые слова: Тезисы. Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ) расположено в юго-западной подсчет запасов, части Республики Саха (Якутия) и входит в зону первоочередного освоения в районе действующе-углеводороды, го нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий Океан и проектируемого газопровода «Сила Сибири».
Чаяндинское Месторождение уникально по многим показателям: запасам углеводородов, геологическим усло-
месторождение, виям залегания (аномально низким пластовым давлениям, низким пластовым температурам, раз-
тектоническое ломной тектонике, наличию криолитозоны и галита в качестве цементирующего материала пород,
строение, высокой минерализации пластовых вод, большой площади распространения нефтяных оторочек
подсчетные при небольшой толщине), составу пластового газа (содержание азота в пластовом газе 7-10 % об.,
параметры, гелия - 0,44-0,57 % об.).
засолонение. Предыдущий подсчет углеводородных запасов ЧНГКМ, не считая оперативных работ, выпол-
нен большим коллективом авторов (В.Д. Матвеев, Н.И. Коваль, М.М. Солощак, Г.В. Толмачёва, Л.Д. Колотущенко и др.) и представлен в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) в 2000 г. После 2008 г. накопился большой объем новой геолого-геофизической информации, комплексный анализ которой позволил существенно уточнить геологическое строение месторождения и запасы углеводородов. Авторы статьи решали научные проблемы при выполнении окончательного подсчета запасов углеводородов ЧНГКМ и успешно защитили построенную геологическую модель и результаты подсчета в ФБУ «ГКЗ» (2015 г.).
Так, в результате работ существенно специфицировано тектоническое строение ЧНГКМ, выделены 19 изолированных тектонических блоков (ранее выделяли четыре основных блока), уточнено положение газожидкостных контактов. На основе большого объема лабораторных исследований по данным типа «керн - керн» и «керн - геофизические исследования скважин (ГИС)» построены зависимости для определения по ГИС расчетных геологических параметров (коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности) и оценены коэффициенты проницаемости пород. Впервые при подсчете запасов на ЧНГКМ (в 2013 г. в пределах ботуобинского горизонта, в 2015 г. - для всех продуктивных горизонтов) коэффициент пористости определялся по акустическому импедансу. Кроме того, с учетом новых данных керна и информации о степени засолоненности пород проведено районирование территории и уточнены граничные значения коэффициентов пористости и проницаемости продуктивных горизонтов ЧНГКМ.
Линейные запасы углеводородов, подсчитанные в интервалах испытанных объектов, хорошо согласуются с максимальными значениями полученных дебитов газа с учетом скин-эффекта и позволяют прогнозировать дебиты вновь пробуренных скважин.
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ) расположено в юго-западной части Республики Саха (Якутия) и входит в зону первоочередного освоения в районе действующего нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий Океан и проектируемого газопровода «Сила Сибири». ЧНГКМ открыто в 1980 г. на территории Ленского и Мирнинского улусов (районов) Республики Саха (Якутия) (рис. 1). В нефтегазоносном отношении оно расположено в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, в тектоническом - в северо-восточной части Непско-Пеледуйского свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Это многопластовое месторождение, продуктивными являются терригенные отложения венда. Тип залежей - пластовые, тектонически и литологически экранированные, нефтегазоконденсатные.
ЧНГКМ уникально по многим показателям: величине запасов углеводородов (УВ), геологическим условиям залегания (аномально низкие пластовые давления, низкие пластовые температуры, разломная тектоника, наличие криолито-зоны и галита в качестве цементирующего материала пород, высокая минерализация пластовых вод, большая площадь распространения нефтяных оторочек при небольшой толщине), составу пластового газа (содержание азота в пластовом газе - 7-10 % об., гелия - 0,44-0,57 % об.). Кроме того, слабо развитые промышленно-энергетическая и транспортная инфраструктуры Республики Саха (Якутия), дефицит производственных сил, резко континентальный климат (очень низкие зимние температуры до -60 °С и высокие летние до +35 °С) осложняют работы на данном участке.
Предыдущий подсчет запасов УВ рассматриваемого месторождения, не считая оперативных расчетов, выполнен большим коллективом авторов (В.Д. Матвеев, Н.И. Коваль, М.М. Солощак, Г.В. Толмачёва, Л. Д. Колоту-щенко и др.) и представлен в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) РФ в 2000 г. ОАО «Национальная нефтегазовая компания «Саханефтегаз». В рамках указанной работы установлено, что открытые ранее (до 1988 г.) месторождения Озерное, Нижнехамакинское и Восточно-Талаканское являются частями единого крупного месторождения, названного впоследствии Чаяндинским.
Начиная с 2008 г., после получения ОАО «Газпром» (ныне - ПАО «Газпром») лицензии, в пределах ЧНГКМ выполнен большой объем геолого-геофизических работ: проведены 2Б (1500 пог. км) и 3Б сейсморазведоч-ные работы (6300 км2) и пробурены новые разведочные скважины (50 шт.). В ходе работ получена новая геолого-геофизическая и промысловая информация о строении и газоносности ЧНГКМ, послужившая основанием для пересчета запасов, выполненного ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2014-2015 гг.
Авторы настоящей статьи непосредственно решали научные проблемы при выполнении окончательного подсчета запасов УВ ЧНГКМ и успешно защитили построенную геологическую модель и результаты подсчета в ФБУ «ГКЗ» (2015 г.). Так, по результатам геологоразведочных работ, в частности обработки и интерпретации данных 3Б сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ),
выполненных на всей площади Чаяндинского лицензионного участка (ЛУ), существенно усложнились представления о тектоническом строении месторождения относительно принятых в 2000 г. при подсчете запасов (рис. 2). В 2015 г. обосновано преимущественно блоковое строение месторождения и выделены 19 тектонических блоков (при подсчете запасов 2000 г. выделяли 4 блока): два (Сев-зап, Сев-осн) в рамках укрупненного блока Северный; два (Зап-1, Зап-2) в пределах укрупненного блока Западный; восемь (Юж 1-1, Юж 1-2, Юж 1-3, Юж 1-4; Юж 11-1, Юж 11-2, Юж 11-3, Юж 11-4) в укрупненных блоках Южный-1 и Южный-11 соответственно; шесть (Сам-0, Сам-1, Сам-2-сев, Сам-2-юж, Сам-3, Сам-4) в укрупненном блоке Саманчакитский; а также Восточно-Талаканский блок.
Существенным критерием определения границ блоков и коррекции результатов сейсмической интерпретации при подсчете запасов 2015 г. являлось положение газожидкостных контактов. Так, существенная смена положения газонефтяного или газоводяного контакта однозначно свидетельствует о наличии гидродинамического барьера. В условиях ЧНГКМ таковыми, как правило, являются тектонические нарушения [1].
Впервые при подсчете запасов на ЧНГКМ (в 2013 г. в пределах ботуобинского горизонта, в 2015 г. - для всех продуктивных горизонтов) коэффициент пористости (Кп) определялся по акустическому импедансу (О), определяемому как произведение скорости распространения продольной волны по породе на объемную плотность этой породы. Вследствие невозможности достаточно точного учета не-фте- и газонасыщенности ближней зоны данные электрического каротажа не использовались для определения пористости. По этой же причине и из-за недостаточной стандарти-зованности метода не применялись и данные нейтронного каротажа. Так, определение пористости пород ботуобинского, хамакинского и талахского продуктивных горизонтов реализовано по данным акустического (АК) и гамма-гамма-плотностного (ГГКП) каротажа с использованием зависимостей типа «керн - керн» и «керн - ГИС1».
ГИС - здесь и далее «геофизические исследования скважин».
1 | ЛУ предприятий Группы Газпром:
№ ЛУ Компания-недропользователь
1 Чаяндинский ПАО «Газпром»
2 Тымпучиканский ООО «Газпромнефть-Ангара»
3 Участок недр федерального значения, включающий Тас-Юряхское месторождение ПАО «Газпром»
4 Участок недр федерального значения, включающий Верхневилючанское месторождение ПАО «Газпром»
5 Вакунайский ООО «Газпромнефть-Ангара»
6 Игнялинский ООО «Газпромнефть-Ангара»
ПЕНСК
^ город
Г^^ административные границы Месторождения углеводородов:
1 ЛУ прочих компаний
№ ЛУ Компания-недропользователь
1 Северо-Могдинский ЗАО «ИНК-Север»
2 Восточ но-Сугдинский ПАО НК «Роснефть»
3 Могдинский ПАО НК «Роснефть»
4 Верхнечонское м-е ПАО «Верхнечонскнефтегаз»
5 Верхнеичерский ООО «Восток-Энерджи»
6 Рассохинский ОАО «Сургутнефтегаз»
7 Пеледуйский ОАО «Сургутнефтегаз»
8 Пеледуйское м-е ОАО «Сургутнефтегаз»
9 Южно-Талаканское м-е ОАО «Сургутнефтегаз»
10 Восточно-Алинское м-е ОАО «Сургутнефтегаз»
11 Алинский ОАО «Сургутнефтегаз»
12 Верхнепеледуйское м-е ОАО «Сургутнефтегаз»
13 Талаканское м-е, Центральный блок ОАО «Сургутнефтегаз»
14 Восточно-Талаканский ОАО «Сургутнефтегаз»
15 Северо-Талаканское м-е ОАО «Сургутнефтегаз»
16 Кедровый ОАО «Сургутнефтегаз»
17 Гиллябкинский ОАО «Сургутнефтегаз»
18 Курунгский ООО «Таас-Юрях нефтегазодобыча»
19 Бюкский ООО «Иркутская нефтяная компания» (ИНК)
20 Верхнеджункунский ООО «Иркутская нефтяная компания» (ИНК)
21 Джункунский ОАО «Сургутнефтегаз»
22 Среднеботуобинское м-е ОАО «АЛРОСА-Газ»
23 Среднеботуобинское м-е (Центральный блок) ООО «Таас-Юрях нефтегазодобыча»
24 Южно-Джункунский ООО «Иркутская нефтяная компания» (ИНК)
25 Хоронохский ОАО «Сургутнефтегаз»
26 Хотого-Мурбайский ООО «Сибирская нефтегазовая компания»
27 Восточные блоки Сред-неботуобинского НГКМ АО «РНГ»
28 Тектюйский ОАО «АЛРОСА-Газ»
29 Мирнинский ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» (ЯТЭК)
30 Южно-Сюльдюкарский ООО «Сюльдюкарнефтегаз»
31 Бахчинский ОАО «Сургутнефтегаз»
32 Иреляхское м-е ЗАО «Иреляхнефть»
33 Станахский ОАО «Сургутнефтегаз»
34 Багдынский ОАО «Сургутнефтегаз»
35 Юряхский ОАО «Сургутнефтегаз»
36 Средневилючанский ОАО «Сургутнефтегаз»
37 Иктехский ООО «Ленанефтегаз»
38 Отраднинский ООО ГДК «Ленск-газ»
39 Бетинчинский ООО «ГеоГлобАлл»
газовые и газоконденсатные | нефтяные
нефтегазовые и нефтегазоконденсатные
нефтеперерабатывающий завод
Нефтепроводы:
действующие /' строящиеся и проектируемые
Газопроводы:
действующие
'' строящиеся и проектируемые
^^ дизельные и газодизельные электростанции (ДЭС)
Линии электропередачи переменного тока:
действующие
/"\. I строящиеся и проектируемые
Подстанции: ■ действующие
П строящиеся и проектируемые
Рис. 1. Обзорная карта района ЧНГКМ
• ^321-23
321-34
\
'блок
в::1 II
скважина
разрывные нарушения границы Чаяндинского лицензионного участка
го о
б
Рис. 2. Уточнение тектонического строения ЧНГКМ по результатам геологоразведочных работ 2008-2015 гг. Подсчет запасов: а - 2000 г.; б - 2015 г.
Комплексирование методов АК и ГГКП основано на использовании зависимостей О от пористости. Так, на основе вновь полученной информации по данным ГИС и исследованиям керна скорректирована зависимость О от К для ботуобинского горизонта и получены новые зависимости «керн - ГИС» для ха-макинского и талахского горизонтов (рис. 3). Зависимости К/О) для ботуобинского горизонта дифференцированы для газонасыщенных и нефтеводонасыщенных пород (а), для хама-кинского (б) и талахского (в) горизонтов приняты едиными из-за слабого влияния остаточной газонасыщенности в зоне проникновения на показания методов АК и ГГКП:
а) газ: К = 0,627 - 0,04660; КТС = 0,56; Пог = 0,11; N = 42;
нефть, вода: К, = 0,627 - 0,0450; КТС = = 0,48; Пог = 0,11; N = 23;
б) В; = 4,6/0 - 0,315; КТС = 0,49; Пог = = 0,29; N = 85;
в) К = 4,87/0 - 0,348; КТС = 0,46; Пог = = 0,1, N = 75,
где КТС - критерий тесноты связи; Пог - погрешность связи; N - объем статистической выборки.
Применительно к скважинам, пробуренным до 2000 г., ГГКП выполнен только
в 10 из них. В этих случаях определение Кп пород проводилось по данным АК с использованием петрофизических зависимостей интервального времени пробега упругих волн (Л/) от К^, полученных на керне при моделировании пластовых термобарических условий и подтвержденных данными «керн - ГИС»; зависимости Д/(Кп) для ботуобинского горизонта дифференцированы для чистых < 0,25) и глинистых > 0,25) коллекторов (рис. 4), где ^^ - двойной разностный параметр гамма-каротажа (ГК):
а) ботуобинский горизонт, коллекторы:
• чистые (песчаники и алевролиты): К = (Л/ - 175) / 385; КТС = 0,48; Пог = 0,14; N = 85;
• глинистые (глинистые песчаники и алевролиты): Кп = (Л/ - 183) / 377; КТС = 0,39; Пог = 0,15; N = 10;
б) хамакинский горизонт: К = - 169) -
- 391 - 0,188^ш; КТС = 0,34; Пог = 0,35; N = 95;
в) талахский горизонт: К = (Л/ - 178) -
- 445; КТС = 0,25; Пог = 0,15; N = 100.
Учет глинистости для коллекторов хама-кинского горизонта достигается введением в уравнение параметра А/^. Для пропластков (гравелиты), чаще залегающих в верхней части хамакинского горизонта и характеризующихся
Характер насыщения коллекторов: О газ О нефть О вода
Аппроксимация:
— газ
— нефть + вода
— газ + нефть + вода
Рис. 3. Зависимость Кп (по данным керна (вода) с поправкой на пластовые условия) от удельного акустического импеданса (по данным ГИС) для продуктивных горизонтов ЧНГКМ: а - ботуобинского; б - хамакинского; в - талахского
4/ < 0,25:
гк '
О данные
— аппроксимация
0,25 < / < 0,5:
' ГК '
О данные
— аппроксимация
Данные: О 4/ < 0,2
ГК 5
О 0,2 < 4/ < 0,4
' ГК '
Аппроксимация:
— 4/ = 0,2
ГК '
— 4/ = 0,4
ГК '
— 4/ = 0
гк
— зависимость «керн - керн»
Данные: О / < 0,25
ГК 5
О 0,25 < 4/ < 0,5
5 ГК 5
О 0,5 < 4/ < 0,75
5 ГК 5
О 0,75 < 4/ < 1
' гк
Рис. 4. Зависимости Кп (по данным керна (вода) с поправкой на пластовые условия) от интервального времени (по данным ГИС) для продуктивных горизонтов ЧНГКМ: а - ботуобинского; б - хамакинского; в - талахского
аномально высокими показаниями ГК, не связанными с глинистостью, определение пористости проводилось по зависимости «керн - керн», полученной при моделировании пластовых условий (рис. 5, см. рис. 4б): К, = (Л/ - 169,9) / 428,7; КТС = 0,45; Пог = 0,31; N = 359.
В отложениях талахского горизонта показания ГК контролируются не только глинистостью, но и в значительной степени минералогическим составом пород, поэтому учет глинистости при определении коэффициента пористости по АК не производился.
При комплексной обработке данных ГИС Кп пород определялись также по данным ГГКП с использованием петрофизических зависимостей:
• Кп = (2,63 - 5о6) / 1,43; КТС = 0,30; Пог = = 0,72; N = 679 (ботуобинский горизонт);
• Кп = (2,63 - 5о6) / 1,43; КТС = 0,16; Пог = = 0,94; N = 2537 (хамакинский горизонт);
• Кп = 1,56 - 0,5935о6; КТС = 0,31; Пог = = 0,413; N = 2187 (талахский горизонт),
где 5о6 - объемная плотность породы.
Учитывая нетесные связи Кп, обусловленные вариациями минералогического состава, значения Кп по ГГКП использовались оценочно. В качестве результирующих при наличии в комплексе ГИС данных ГГКП были приняты значения Кп по акустическому импедансу, в случае отсутствия ГГКП - значения К по АК.
На ЧНГКМ также впервые изучено влияние засолонения пород при сопоставлении значений эффективной и динамической пористости с К и коэффициентом абсолютной проницаемости (Кпр): граничные значения Кп для за-солоненных образцов низкие, для незасолонен-ных - более высокие; Кпр засолоненных образцов сохраняет высокие значения при низких значениях эффективной и динамической пористости. При сопоставлении Кп с относительной проницаемостью индикационные точки засо-лоненных образцов закономерно располагаются в области низкой пористости. При сопоставлении К^ с относительной проницаемостью индикационные точки засолоненных и неза-солоненных образцов не дифференцируются. Такое влияние засолонения на фильтрационно-
Песчаник: О засолоненный О мелкозернистый О среднезернистый О крупнозернистый О глинистый О алевролит О алевролитглинистый О гравелит
о / °о о ^^ о О О О О/ о
.о £ о% Й / 0
ос о о о о 8 °°о о
ио8Щуо гР ЧГ10 гО О о ОО и Чэ
О М О О ^д5»*5 О о
140
180
220
260
Дг, мкс/м
Рис. 5. Зависимость Кп по воде от интервального времени пробега упругой волны (по данным керна, пластовые условия, хамакинский горизонт ЧНГКМ)
0
емкостные свойства пород объясняется особенностями заполнения солью порового пространства: при засолонении тупиковых и боковых пор, где фильтрации пластового флюида не происходит либо она замедляется, остаются свободными каналы активной фильтрации.
Таким образом, в результате анализа полученных результатов для практического выделения коллекторов рекомендуются граничные значения Кп и Кпр, определенные по сопоставлениям с динамической пористостью (таблица).
Для использования приведенных в таблице граничных значений на основании анализа керна составлены схемы засолонения поро-вого пространства коллекторов ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов ЧНГКМ (рис. 6-8, по некоторым скважинам приведены снимки образцов керна, выполненные растровым электронным микроскопом).
Галит в поровом пространстве коллекторов продуктивных горизонтов ЧНГКМ в раз-
Граничные значения коэффициентов пористости и проницаемости коллекторов
Порода
Горизонт засолоненная незасолоненная
К„, д.ед. Кпр, мД К„, д.ед. КпР, мД
Ботуобинский 0,013 0,8 0,039 0,8
Хамакинский 0,02 0,5 0,04 0,5
Талахский 0,045 0,5 0,065 0,7
ных количествах присутствует практически повсеместно [2]. Однако частичное, а иногда и очень существенное засолонение ботуобинского горизонта отмечается вдоль западной и южной зон его выклинивания (см. рис. 6). Вполне возможно, что в этих зонах засолоне-ние имеет и консидементационный характер (зоны лагунных отложений). Очень существенное засолонение хамакинского горизонта коснулось в основном только его верхней части (пачка ХМ!) (см. рис. 7). Значительное засолонение талахского горизонта отмечается только у западной границы лицензионного участка (см. рис. 8). В целом же при отсутствии информации о степени засолоненности пород рекомендуется применять граничные значения для незасолоненных пород.
Корректность разработанной методики определения подсчетных параметров подтверждена сопоставлением линейных запасов, рассчитанных по данным ГИС (Д^К^К, где Нэф - эффективная толщина; Кг - коэффициент газонасыщенности), в испытанных интервалах пластов ЧНГКМ с дебитами газа. Очевидно наличие зависимостей между фактическими де-битами газа и расчетными значениями линейных запасов при дифференциации данных по скин-эффекту (скин-фактор, или коэффициент несовершенства скважины), характеризующему степень загрязнения призабойной части пласта (рис. 9).
Зона частичного, иногда очень существенного засолонения ботуобинского горизонта
О 321-67
-1176 / 5.6 / 5.6 / 0.0
--1310 -
^ I
■ ■ ■ £7
номер скважины;
абс. отметка кровли коллектора / эф. толщина / газонасыщ. толщина / нефтенасыщ. толщина, м
изогипсы кровли коллекторов, м разрывные нарушения линия отсутствия коллектора
внешний контур газоносности внутренний контур газоносности внешний контур нефтеносности
внутренний контур нефтеносности граница лицензионного участка предполагаемые разрывные нарушения
СКВАЖИНЫ:
О параметрические поисковые
разведочные
-О- законсервированные
ликвидированные
находящиеся в испытании
® продуктивные по ГИС 0 водонасыщенные по ГИС
Давшие притоки:
^ газа
^ газа с конденсатом ^ газа с нефтью ф нефти
© пластовой воды с нефтью О пластовой воды @ фильтрата © притока не получено
Рис. 6. Схема засолонения порового пространства коллекторов ботуобинского горизонта
ЧНГКМ: ВНК - водонефтяной контакт; ГНК - газонефтяной контакт
Рис. 7. Схема засолонения порового пространства коллекторов хамакинского горизонта ЧНГКМ
Зона заметного и очень существенного засолонения талахского горизонта
Рис. 8. Схема засолонения порового пространства коллекторов талахского горизонта ЧНГКМ
ю <и
102
ю1
10°
321-41 л
321-59 ^321-43 1 521-15
| 32 т •' __ 1
• / ••Л 321-81 • 3 • 321-20 1-19 321-09
321-й • / /321-П2 180-01
' Гз 21-25
/ у
1 •/ 321-1 / Г 32 -47
I 32Ы44 • / 180Ю2 1
/ • 1 / 32 " 1 321-52
1 ТО 11 «1 1 1
1 • 213 01
П21-45
• 321-46
0,6
1,2
1,8 2,4 3,0 Линейные запасы, м
ю <и
102
ю1
10°
Скв. 321-: 8 после Г1 П 321-63
1 321-4 _--1 итт-
764 761 /Ск з. 321-75 п эсле ГРП
321-йА Ш Г • •180-03 /■ • з. 321-75 д 847 5 ГРП
1 • /763 32 Г /3 • ¡1-68
/ 1 • /
1 / /• '*845
321-10 1 • Р32 1-47 ' »842
*321- • 843 321/55 60 / 1 1 * 321-50
• 321-6 • 841 5 »"213-02
"321-73 / •
£>321-52
321-62 • -21 Скв. 321 3-04 58 до ГРП
0,6
1,2
1,8 2,4 3,0 Линейные запасы, м
ю <и
102
ю1
10°
213-01 847 ■ 9/Ю —32 ф 849
•___— 751 ^ 321-46
321-11 -•—
• 843 •848
• 321-5 1 • 213-0-
• 213-( )4
• 321-52
• 321-48
• 213-01
0,6
1,2
1,8 2,4 3,0 Линейные запасы, м
Скин-фактор: Шифр кривой скин-фактора:
ф от -5 до +5 — 0
• 5-15 — ю0
• 15-25 — 20
О 25-35 — зо0
О 35^15 — 40
• нет данных
го о
Рис. 9. Сопоставление максимальных дебитов газа, полученных при испытании в колонне, с линейными запасами (расчет по данным ГИС) и значением скин-фактора (по данным ГДИ) для горизонтов: а - ботуобинского; б - хамакинского; в - талахского
По результатам гидродинамических исследований (ГДИ), с уменьшением скин-эффекта отмечается увеличение дебитов скважин при одинаковых линейных запасах (см. рис. 9). Например, для ботуобинско-го 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 хамакинского 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 талах-ского 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).
***
Таким образом, по итогам выполненных на ЧНГКМ исследований можно сделать следующие основные выводы:
1) в результате геологоразведочных работ существенно уточнено тектоническое строение ЧНГКМ: обоснованно выделение 19 изолированных тектонических блоков (ранее выделяли четыре основных блока);
2) к настоящему моменту накоплен большой объем лабораторных исследований керна.
В результате анализа данных типа «керн -керн» и «керн - ГИС» построены зависимости для определения по данным ГИС подсчетных геологических параметров (К^, Кг) и оценки Кр. Впервые при подсчете запасов на ЧНГКМ Кп определялся по акустическому импедансу;
3) с учетом новых данных керна и информации о степени засолоненности пород проведено районирование территории и уточнены граничные значения К и Кр продуктивных горизонтов ЧНГКМ;
4) линейные запасы УВ, подсчитанные в интервалах испытанных объектов, хорошо согласуются с максимальными значениями полученных дебитов газа с учетом скин-эффекта и позволяют прогнозировать дебиты во вновь пробуренных скважинах.
Список литературы
1. Ивченко О. В. Влияние разрывной тектоники на нефтегазоносность вендско-нижнекембрийских отложений южных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская антеклиза и сопредельные территории) /
О.В. Ивченко, Е.Е. Поляков, М.В. Ивченко // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. -№ 1 (25). - С. 40-62.
2. Ивченко О.В. Зависимость удельной продуктивности скважин от их фациальной принадлежности и засолонения коллекторов на примере ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения / О.В. Ивченко // Территория нефтегаз. - 2014. - № 3. - С. 50-55.
Scientific tasks solved at calculating hydrocarbon reserves of Chayanda oil-gas-condensate field
Ye.Ye. Polyakov1, A.Ye. Ryzhov1, O.V. Ivchenko1, KM Semenova1*, V.V. Strekozin1, D.N. Krylov1, N.A. Nikulnikova1, S.Yu. Romashchenko1, I.V. Churikova1, L.A. Kondratyeva2, L.D. Kolotushchenko2, V.Yu. Trukhin2, T.A. Votyakova2
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd # 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Center of Scientific Research, Design, Fossil Raw Materials Geology (OOO "CNIP GIS"), Bld. 36, Estate 2, Office 11, Bolotnikovskaya street, Moscow, 117149, Russian Federation
* E-mail: K_Semenova@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Chayanda oil-gas-condensate field (ChOGCF) is located in a south-western part of the Republic of Sakha (Yakutiya) and is included in a zone of top-priority exploration nearby the operative Eastern Siberia - Pacific Ocean oil pipeline and the "Sila Sibiri" gas pipeline being designed now. The field is unique by many indices, namely: by the amount of hydrocarbon reserves, by geological mode of occurance (anomalously low pore pressures, low pore temperatures, fault tectonics, existence of a cryolitic zone and halite being a rock-cementing material, high mineralization of fossil waters, large square extent of oil rims at their small thickness), by composition of a bedded gas (volumetric content of nitrogen is 7-10 %, of helium - 0,44-0,57 %).
Previous calculation of the Chayanda hydrocarbon reserves, but for the real-time works, was done by a large group of authors (V.D. Matveyev, N.I. Koval, M.M. Soloshchak, G.V. Tolmacheva, L.D. Kolotushchenko et al.) and presented to the State Reserve Commission in 2000. Since 2008, large amount of new geological and geophysical information has been accumulated. Its complex analysis afforded to precise geological structure and hydrocarbon reserves of the field. While executing final calculation of ChOGCF hydrocarbon reserves, the authors of this paper have solved several scientific problems and successfully defended figures of reserves and designed geological model in the State Reserve Commission in 2015.
So, in the upshot ChOGCF tectonic structure was essentially specified: 19 tectonic blocks were selected (instead of 4 ones) and the gas-liquid contacts were positioned more precisely. Using large amount of core-test data like "core-core" and "core - well log" the equations for determination of various geological indices (namely, factors of porosity and oil-gas saturation) were composed and rock permeability factors were estimated. For the first time, while calculating ChOGCF reserves (in 2013 - within the framework of Botuobuya horizon, in 2015 -for productive horizons) porosity factors were determined through sound impendance. Besides, on account of the new core tests and data on rock salinization levels the terrain zoning was done and boundary values of porosity and permeability factors for the ChOGCF productive horizons were improved.
In-linear hydrocarbon reserves, calculated within the intervals of tested facilities, well correspond to maximal values of gas flowrates on account of scin-effect and allow at forecasting flowrates for newly drilled wells.
Keywords: calculation of reserves, hydrocarbons, Chayanda field, tectonic structure, design variable, salinization.
References
1. IVCHENKO, O.V., Ye.Ye. POLYAKOV and M.V. IVCHENKO. Influence of fault tectonics on the oil-and-gas-bearing capacity of Vendian-Lower-Cambrian deposits at the southern regions of Siberian platform (Nepa-Botuobuya anteclise and contiguous territories) [Vliyaniye razryvnoy tektoniki na neftegazonosnost vendsko-nizhnekembriyskikh otlozheniy yuzhnykh rzyonov Sibirskoy platformy (Nepsko-Botuobinskaya antekliza i sopredelnyye territorii)]. Vestigazovoy nauki: Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2016, no. 1(25), pp. 40-62. ISSN 2306-8949. (Russ.).
2. IVCHENKO, O.V. Dependence of specific well productivity on wells' phase attribution and salinization of reservoirs on example of Chayanda field Botuobuya horizon [Zavisimost udelnoy produktivnosti skvazhin ot ikh fatsialnoy prinadleznosti i zasoloneniya kollektorov botuobinskogo gorizonta Chayandinskogo mestorozhdeniya]. Territoriya neftegaz. 2014, no. 3, pp. 50-55. ISSN 2072-2745. (Russ.).
