CC BY
380
УДК 553.982.23(571.56-14)
СОВРЕМЕННАЯ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ЧАЯНДИНСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
С.Г.Крекнин, А.В.Погреикий (ООО «Газпром геологоразведка»), Д.Н.Крылов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), В.Ю.Трухин (ООО «ЦНИП ГИС-), Н.Р.Ситдиков (ПАО "Газпром")
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение — самое крупное в Якутии с уникальными запасами газа и значительными запасами нефти. Выполнение в последние годы значительных объемов геолого разведочных работ на месторождении под руководством ООО «Газпром геологоразведка» позволило создать современную геолого-геофизическую модель месторождения и подготовить его к разработке.
Ключевые слова; Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение; доразведка; скважина; залежь; геологическое строение; поисково-разведочное бурение; сейсморазведка Зй; геолого-геофизическая модель.
Самое крупное в Якутии Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение с уникальными запасами газа и значительными запасами нефти расположено в юго-западной части Республики Саха (Якутия) (рис. 1). Непосредственно через месторождение проходит нефтепровод Восточная Сибирь — Тихий океан, рядом с которым ведется строительство газопровода Сила Сибири. Залежи УВ на месторождении приурочены к ботуо-бинскому, хамакинскому и талахскому продуктивным горизонтам вендского терригенного комплекса, залегающего в интервале глубин 1420-2020 м.
Геолого-разведочные работы на Чаяндинском лицензионном участке силами ПАО «Газпром» были начаты в 2009 г. На тот момент доля разведанных запасов газа категории С^ на месторождении составляла 30 %, нефти (ее запасы ассоциировались только с нефтяной оторочкой ботуобинского горизонта) - 84 %.
Основные объемы геолого-разведочных работ на Чаяндинском месторождении (бурение 50 разведочных скважин, проведение 6300 км2 сейсмических съемок МОГТ 3D, расконсервация и повторное испытание скважин, подготовка проектной документации на строительство подземного хранилища гелиевого концентрата) выполнены под непосредственным руководством ООО «Газпром геологоразведка».
До 2000 г. общий объем сейсморазведочных работ на Чаяндинском месторождении составлял 3090 км MOB и МОГТ. Сейсмическая информация позволяла решать в основном структурные задачи на уровне отражающего горизонта КВ (кровля ботуобинского горизонта) и выше. Проведение в дальнейшем дополнительных сейсморазведочных работ МОГТ 2D в объеме
около 1,5 тыс. км позволило довести плотность сейсмических профилей МОГТ до 0,88 км/км2. Но и это не подняло информативность сейсморазведочных данных, так как район исследований характеризуется сложными сейсмогеологическими условиями. Основными и принципиальными сейсмогеологическими особенностями нефтегазоперспективных толщ Восточной Сибири являются:
древний возраст отложений и, как следствие, высокая степень вторичных изменений пород. Возраст пород плитного венд-кемерийского яруса осадочного чехла составляет 500-680 млн лет, отложений доплитного рифейского яруса осадочного чехла оценивается в 950-1500 млн лет, это объясняет высокую интервальную скорость распространения отраженных сейсмических волн;
сложное пространственное расположение преимущественно терригенных нефтегазоносных комплексов и особенности их соотношения с перекрывающими более высокоскоростными соленосными отложениями, обусловливающие объективную трудность изучения их строения по сейсморазведочным данным;
сложное строение верхней части разреза. В разрезе осадочного чехла выделяется три зоны: галогенно-карбонатная кембрийская часть и карбонатные отложения венда, где средняя скорость составляет 4500-4700 м/с;
терригенные отложениях венда, здесь средняя скорость снижается до 3700-4000 м/с;
рифейские отложениях со средней скоростью 5700-6000 м/с.
Рис. 1. ОБЗОРНАЯ КАРТА ЧАЯНДИНСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАГНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ЯКУТИИ
Чаяндинское, НГКМ \
Ш . В 2 Вз В < БЕЗ s Об О, Шз ш9
1 - глубокие скважины; 2 - нефтепровод Восточная Сибирь - Тихий океан; 3 - действующие нефтепроводы; 4 - действующие газопроводы; 5- строящийся газопровод Сила Сибири; 6 - административные границы субъектов РФ; 7- населенные пункты; 8 - аэропорт; 9 - речной порт
Продуктивные терригенные вендские отложения имеют существенно иной сейсмофациальный облик, чем перекрывающие их отложения. Галогенно-карбо-натная толща пород, занимающая верхнюю часть оса-
дочного чехла, сложена чередованием пластов солей и доломитов, резко отличающихся по акустическим характеристикам и хорошо выдержанных на значительной площади. Для сейсморазведки это означает нали-
чие выдержанных характерных отражающих горизонтов, формирующих, помимо однократных, значительное число кратных и частично кратных волн.
Продуктивный вендский терригенный комплекс, с которым связано большинство месторождений нефти и газа Сибирской платформы, расположен в нижней части плитного яруса осадочного чехла. Комплекс сложен тонкопереслаивающимися породными ассоциациями и характеризуется существенной фациальной изменчивостью одновозрастных отложений. В его объеме практически отсутствуют регионально выдержанные отражающие границы. Соотношение сигнал/помеха для продуктивного интервала на порядок ниже, чем в вышележащей галогенно-карбонатной толще, содержащей отражающие границы с высокой акустической жесткостью. Хорошо видимые на полевых сейсмограммах фрагменты отраженных волн в интервале продуктивной толщи фактически являются фрагментами кратных волн, связанных с перекрывающей галогенно-карбонатной толщей. Такая ситуация создает иллюзию достаточности возможностей стандартной сейсморазведки для изучения детальных особенностей геологического строения продуктивного разреза. На самом деле она достаточна лишь для изучения солей и хемогенных карбонатов нижнего кембрия, но для продуктивного вендского комплекса, где сейсмические данные малоинформативны, на полевых сейсмограммах и суммарных разрезах они практически не видны.
Начиная с 2009 г. на месторождении выполняются сейсморазведочные работы МОГТ 3D. Методика работ в процессе покрытия всего лицензионного участка постоянно усложнялась и совершенствовалась от стандартной (кратность 60-80) до применения широкоазимутальной высокоплотной (кратность до 240) сейсморазведки МОГТ 3D с расстояниями между линиями приема и возбуждения 150x300 м. Совершенствование методики съемки было обусловлено необходимостью повышения геологической информативности сейсмораз-ведочных данных.
Широкоазимутальная технология сейсморазведоч-ных работ с повышенной кратностью, использованная в Восточной Сибири на лицензионных участках ООО «Газпром», дала хорошие результаты и показала преимущества перед стандартно используемыми в последнее время на территории Российской Федерации съемками по схеме расположения линий прием и возбуждения по сетке 300x300 м. Получен значительный прирост информативности в интервале продуктивных отложений на всех азимутах съемки. Высокоплотная полноазимутальная съемка 3D имеет следующие преимущества по сравнению со стандартной:
отображение малоамплитудных разломов и детализация строения целевых объектов - резервуаров;
повышение качества структурных построений; повышение качества прогнозирования коллектор-ских свойств в межскважинном пространстве;
увеличение глубины отображения строения осадочного чехла, обеспечение картирования глубокоза-легающих горизонтов осадочных пород;
повышение контрастности отображения строения сложнопостроенной среды, выявление азимутальной анизотропии свойств среды, обусловленной трещиноватой направленностью в пластах-коллекторах.
Использование высокоплотной и широкоазимутальной систем наблюдений дало возможность оценить анизотропию изменения свойств среды, в том числе трещиноватость, построить более точную пространственную трехмерную геологическую модель объекта подсчета, выполнить на более высоком уровне гидродинамическое моделирование. Построение качественно новой геологической модели позволило с более высокой точностью планировать размещение наклонно-на-правленных и горизонтальных скважин.
Процесс обработки материалов сейсморазведки объединенного ЗО-куба Чаяндинского лицензионного участка включал проведение всех процедур, позволяющих получить кондиционные сейсмические данные, в том числе их тщательную коррекцию за счет неоднородности верхней части разреза, миграцию до суммирования, глубинные преобразования и т.п. Переход к интерпретации данных обеспечивался надежной сей-смогеологической привязкой отраженных волн к данным ГИС. Строились гистограммы распределения скоростей и импедансов (волны Р и 5) по коллекторам и вмещающим породам, а также изучались зависимости между упругими свойствами отложений (скорости волн V, в, импеданс по Я-волне) и пористостью коллекторов в целевых интервалах. Финальный куб сейсмических данных обладает широким частотным спектром, достаточной разрешенностью волновой картины и динамически выражен во всем временном диапазоне. Это позволило создать достоверную структурно-тектоническую модель месторождения в пределах ЗО-съемки.
Обоснование положения разломов является одной из важнейших задач построения геологической модели Чаяндинского месторождения. Залежи Чаяндинского месторождения являются, как правило, тектонически экранированными, большинство нарушений малоамплитудные (имеют смещение первые метры, редко десятки метров). Полученные сейсмические данные МОГТ 30 позволили выполнить картирование этих нарушений (рис. 2).
Разведочные скважины на Чаяндинском месторождении были пробурены в соответствии с проектом разведочных работ на Чаяндинском газоконденсатном месторождении и двумя дополнениями к нему (от 2013
Рис. 2. ВЫДЕЛЕНИЕ ТЕКТОНИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ НА ОСНОВЕ АНАЛИЗА СЕЙСМИЧЕСКИХ АТРИБУТОВ КУБА
ДАННЫХ МОГТ ЗБ
А - стратиграфический срез КВ_ОГ по сейсмическому кубу с наложением разломов, Б- карта градиентов КВ_ОГс наложением разломов, В - атрибутная карта ОГ КВ по кубу когерентности с наложением разломов
и 2014 гг. ). Во всех скважинах из продуктивных горизонтов отбирался керн по современным технологиям. Общий объем бурения с отбором керна составил 6357,8 м, вынос керна - 6351,9 м, или 99,9 %.
Поднятый керн изучен в лаборатории ООО «Газпром ВНИИГАЗ» на 5544 образцах в соответствии со специально разработанной программой, включающей все необходимые виды лабораторных исследований для изучения сложнопостроенных коллекторов венда. Для изучения структуры порового пространства коллекторов изучено около 1 тыс. снимков под растровым электронным микроскопом. Огромный объем полученной по керну информации позволил провести ли-тофациальный анализ для построения седиментацион-ных моделей продуктивных отложений и подготовить надежную петрофизическую основу для интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС).
В разведочных скважинах выполнялся расширенный комплекс ГИС, включающий современные методы изучения разрезов — спектрометрический гамма-каро-таж, ВИКИЗ, ядерно-магнитный каротаж в сильном магнитном поле, исследования электрическим и акустическим микросканерами, а также волновым дипольным
акустическим сканером (Sonic Scanner). Обработка и интерпретация данных ГИС с использованием разработанной петрофизической основы позволили выделить в разрезе венда продуктивные горизонты, оценить их фильтрационно-емкостные свойства, определить положения газожидкостных контактов и степень насыщенности УВ выделенных коллекторов.
Талахский продуктивный горизонт. Отложения самого нижнего продуктивного горизонта представлены частым переслаиванием кварцевых, полевошпато-во-кварцевых песчаников, гравелитов и аргиллитов. Значительную долю составляют полевошпатово-квар-цевые разнозернистые до гравелитов песчаники. Аргиллиты в основном представлены тонкими прослоями. Их доля возрастает к кровле горизонта. К подошве увеличивается содержание прослоев гравелитов.
Талахский горизонт залегает с несогласием на породах коры выветривания архейского кристаллического фундамента либо на сохранившихся в депрессиях фундамента отложениях талаканской свиты и более молодых отложениях бетинчинской и хоронохской свит. Общая толщина талахского продуктивного горизонта плавно увеличивается с северо-запада на юго-восток от 21 (скв. 750) до 91 м (скв. 321-53).
Рис. 3. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЧАЯНЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТАЛАХСКОГО ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА в скв. 321-51
1 - волонасышенность; 2 - аргиллит алевритистый; 3 - песчаник с прослоями аргиллита; 4 - переслаивание гравелита и песчаника; 5 - запах УВ-газов; 6 - аргиллит с прослоями гравелита и песчаника; 7- песчаник с прослоями гравелита; 8-конгломераты; 9-песчаник гравелитистый; .20- песчаник с прослоями гравелита и аргиллита; 11- переслаивание гравелита, песчаника и аргиллита; 12-слабый запах УВ-газов; 13 - ХН: газ; 14 - гравелит с песчаником крупнозернистым; 15 -гравелит; 16- газонасышенность; 17-гравелите прослоями песчаника и аргиллита; 18-аргиллит с прослоями песчаника, ангидрита и доломита; 19-переслаивание гравелита и аргиллита; 20 - гранитогнейс; 21 - переслаивание конгломерата, гравелита, песчаника и аргиллита
Проницаемые породы талахского продуктивного горизонта представлены мелко-среднезернистыми и мелкозернистыми кварцевыми и кварц-полевошпатовыми песчаниками, а также разнозернистыми полимикто-выми песчаниками и гравелитами. Карбонатизация проницаемых разностей составляет в среднем 4-6 %, редко достигает 18 % и в отдельных случаях - 46 %. В по-ровом пространстве песчаников и гравелитов кроме карбонатного и сульфатного цемента содержится от 1 до 12 % глинистого цемента. Степень засолонения по-рового пространства песчаников талахского продуктивного горизонта в целом невысокая - 0-6 %. Коллектор-ские свойства пород талахского горизонта характеризуются следующими параметрами. Пористость песчаников изменяется в широком диапазоне — преимущественно от 3 до 16 %, иногда достигает 20-24 %, проницаемость - от 0,03 до 600 мД, в отдельных случаях превышает 600-1000 мД. Толщина однородных пластов-коллекторов изменяется в диапазоне 0,5-8,9 м. Максимальная суммарная толщина коллекторов в пределах месторождения составляет 56 м в скв. 321-91. В южном направлении фильтрационно-емкостные свойства коллекторов талахского горизонта ухудшаются вплоть до граничных значений в скв. 321-56.
В талахском продуктивном горизонте выявлены три газовые залежи с различными положениями газоводяных контактов. Дебиты газа, полученные при испытании объектов в колонне, варьируют в широком диапазоне — от первых десятков до сотен и тысяч кубических метров в сутки.
Непроницаемые интервалы талахского горизонта сложены преимущественно аргиллитами, глинистыми алевролитами и плохоотсортированными разнозернистыми песчаниками с высоким содержанием глинисто-алевролитовой фракции.
Талахский продуктивный горизонт перекрыт мощной толщей аргиллитов нижней подсвиты паршинской свиты, которая является для него флюидоупором. Мощность флюидоупора изменяется от 33 м на крайнем северо-западе до 93 м на юго-востоке.
Приведем в качестве примера геолого-геофизиче-скую характеристику талахского продуктивного горизонта по скв. 321-51 (рис. 3). В этой скважине в разрезе горизонта по данным ГИС и керна выделено 14,8 м газонасыщенных коллекторов со средневзвешенной пористостью 11,1 % и газонасыщенностью 80,0 %. При испытании этого объекта получен промышленный приток газа.
Хамакинский продуктивный горизонт приурочен к верхней подсвите паршинской свиты венда. Горизонт является одним из основных объектов разведки. В погруженных частях блоков горизонт водонасыщен.
Хамакинский горизонт имеет сложное строение. Его верхняя часть в центральной части месторождения
Рис. 4. КРИСТА/ШЫ ГАЛИТА В ПОРОВОМ ПРОСТРАНСТВЕ ПЕСЧАНИКОВ ХАМАКИНСКОГО ГОРИЗОНТА (скв. 321-92, глубина 1664 м)
с резким угловым несогласием перекрывает нижнюю. При этом нижняя, основная, часть продуктивного горизонта существенно более распространена (центральная и юго-восточная части месторождения). Общая толщина нижней части горизонта достаточно выдержана и изменяется в диапазоне 40-60 м. Эта часть горизонта сложена чередованием пластов и пачек кварцевых, поле-вошпатово-кварцевых песчаников и песчанистых аргиллитов. При этом часть песчаных пород содержит тонкие прослои аргиллитов. Песчаники слабокарбонатизиро-ваны (5-10 %).
Проницаемые породы нижней части хамакинского горизонта представлены в основном кварцевыми и по-левошпатово-кварцевыми песчаниками. Наблюдается крайне неравномерное засолонение коллекторов. Га-литизированные песчаники имеют облик уплотненных, обладают невысокой пористостью (первые проценты), но сравнительно высокой проницаемостью (сотни мик-родарси). Проницаемые песчаники часто содержат включения аргиллитов в виде тонких прослоев (до 10 %). Карбонатизация коллекторов составляет в основном 5-6 %. В целом для нижней (более значимой) части хамакинского горизонта характерны пористость 5-19 % (редко до 21 %) и абсолютная проницаемость от 1 до 800 мД, а в отдельных образцах - до 1600 мД. Непроницаемые интервалы нижней части хамакинского горизонта сложены аргиллитами с прослоями песчаников, реже — плотными карбонатизированными полевошпа-тово-кварцевыми песчаниками и алевролитами.
Верхняя часть горизонта в северо-западной части месторождения имеет мощность 8-12 м, а в юго-восточном направлении от линии скважин 321-50 - 321-61 сокращается до минимума (1-2 м). Характерной особенностью отложений верхней части горизонта является
Рис. 5. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЧАЯНДИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ХАМАКИНСКОГО ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА в ска. 321-92
I
О
в
>
и >
ггклп
Пористость
■1Щ
о5 т
о
10
11
о о о
3
и
€ о 3!
-1
гп
о >
о о
40 >
и
И
I
и> >
1 - песчаник мелко-среднезернистый; 2 - аргиллит с прослоями алевролита: 3-К п кал-сюв воды (ЯМК); 4 - песчаник глинистый; 5 - аргиллит с прослоями песчаника; 6-Япглин(ЯМК); 7-аргиллит; 8-переслаивание песчаника с аргиллитом; 9-остаточная водонасьоценность; 20 - переслаивание ариллита с песчаником; 11-/С, эф (ЯМК); остальные усл. обозначения см. на рис. 3
повышенная и высокая естественная гамма-активность пород.
Проницаемые породы верхней части хамакинского горизонта представлены преимущественно разно-зернистыми полевошпатово-квар-цевыми неглинистыми песчаниками. Породы значительно галитизирова-ны (рис. 4). Степень засолонения порового пространства достигает 86 %. Карбонатизация невысокая, в среднем 5-7 %. Пористость пород в основном низкая, в пределах 2-5 %, иногда увеличивается до 15 % и редко достигает 21 %. Проницаемость варьирует в пределах 1-1600 мД (в среднем 10-400 мД).
Максимальная суммарная толщина коллекторов хамакинского горизонта в пределах месторождения составляет 43,3 м в скв. 321-91. В этом горизонте выявлены одна литолого-тектоническая и девять тектонически экранированных залежей газа, а также пять тектонически экранированных залежей нефти с различными положениями газожидкостных контактов. Дебиты газа в хамакинском горизонте достигают 600-700 тыс. м3/сут, нефти -10 т/сут. Горизонт залегает среди аргиллитов паршинской свиты, которые и являются верхним и нижним флюидоупорами для залежей нефти и газа.
Приведем геолого-геофизиче-скую характеристику хамакинского продуктивного горизонта по скв. 321-92 (рис. 5). Скважина расположена на юго-востоке месторождения, поэтому горизонт здесь представлен только нижней (основной) частью. В этой скважине в разрезе хамакинского горизонта по данным ГИС и керна выделено 19,8 м газонасыщенных коллекторов со средневзвешенной пористостью 10 % и газонасыщенностью 77 %. При испытании объекта получен промышленный приток газа.
Ботуобинский продуктивный горизонт на площади Чаяндинско-го лицензионного участка распространен преимущественно в север-
ИИШОТШЖ
*•» а • >
'UJ/.W3H1 B6S = О jJS
ШЛЭкМйГ"OWU
dnwa-x
о*
X .
Г
ООО ГАЗПРОМ ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА" - 5 лет
Рис. 7. СТРУКТУРНАЯ КАРТА БОТУОБИНСКОГО ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА
1 - скважины; 2- изогипсы кровли коллекторов, м; 3- разрывные нарушения; 4 -линия отсутствия коллекторов; контуры газоносности: 5 - внешний, 6 - внутренний; контуры нефтеносности: 7- внешний, 8- внутренний; 9- граница лицензионного участка
ной и центральной частях. На центральную часть лицензионного участка приходится южное окончание зоны регионального развития баро-вых отложений этого горизонта.
На Чаяндинском месторождении ботуобинский горизонт сложен практически чистыми кварцевыми и полевошпатово-кварцевыми песчаниками. В некоторых скважинах подошва горизонта представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Аналогичное строение горизонт имеет и во всех скважинах, вскрывших западную зону его выклинивания.
Карбонатизация отдельных пластов и прослоев горизонта отмечается преимущественно в его кровле. Содержание водорастворимых солей в поровом пространстве коллекторов составляет в среднем 6-8 %. Галитизация песчаников наблюдается в основном в виде отдельных тонких засолоненных прослоев. В ряде скважин засолоне-нию в различной степени подвержены все породы продуктивного горизонта (в западной части области развития горизонта, вблизи зоны его выклинивания). Засолонение ведет к существенному снижению пористости коллекторов и менее заметному снижению их проницаемости.
Проницаемые породы ботуо-бинского продуктивного горизонта представлены преимущественно средне- и мелко-среднезернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, имеющими преимущественно кварцевый, реже поле-вошпатово-кварцевый состав. Карбонатизация проницаемых разностей составляет в среднем 5-7 %, редко достигает 15 %, глинизация незначительна — 0-3 %. Открытая пористость пород-коллекторов изменяется в пределах 5-20 %, редко достигает 24 %. Абсолютная проницаемость этих пород варьирует от 1 до 2000 мД и в отдельных образцах достигает 6000 мД. Максимальная суммарная толщина кол-
САН?ют ""у
. 1М.53 / I
Южный II
• W1.se
ООО "GAZPROM GEOLOGORAZVEDKA" - 5th ANNIVERSARY
лекторов в пределах месторождения составляет 24,1 м в скв. 321-14.
Непроницаемые пласты ботуо-бинского продуктивного горизонта также сложены кварцевыми и поле-вошпато-кварцевыми песчаниками и алевролитами. При этом их зернистость мало отличается от таковой в проницаемых частях (в целом они более тонкозернистые), но для них характерно повышенное (до 30 %) содержание карбонатов, особенно в кровле горизонта.
В ботуобинском продуктивном горизонте выявлены одна тектонически и три литологически экранированные залежи газа, а также две тектонически экранированные залежи нефти. Дебиты газа в ботуобинском горизонте достигают 600-800 тыс. м3/сут, нефти -55 т/сут. Региональным флюидоу-пором для залежей ботуобинского горизонта являются ангидритизи-рованные доломиты верхнебюкской подсвиты.
Приведем геолого-геофизиче-скую характеристику ботуобинского продуктивного горизонта по скв. 321-81 (рис. 6). Скважина расположена в северной части месторождения вблизи нефтяной оторочки. В этой скважине в разрезе ботуобинского горизонта по данным ГИС и керна выделено 6,8 м газонасыщенных коллекторов со средневзвешенной пористостью 13,9 % и газонасыщенностью 91,0 %. При испытании этого объекта получен промышленный приток газа.
Выделенные продуктивные коллекторы ботуобинского, хамакин-ского и талахского горизонтов ис-пытывались во всех разведочных скважинах, обсаженных эксплуатационными колоннами. Всего испытано 126 объектов. Из большинства испытанных объектов получены притоки газа.
Интегрированная интерпретация данных сейсморазведки МОГТ 30, керна, материалов геофизических исследований скважин, результатов опробований объектов в от-
Рис. 9. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ХАМАКИНСКОГО ПРОДУКТИВНОГО ГОРЗОНТА
Усл. обозначения см. на рис. 7
крытом стволе и испытаний в колонне позволили создать цифровую трехмерную современную геолого-геофизическую 30-модель Чаяндинского нефтегазо-конденсатного месторождения.
Выклинивание коллекторов, как и самих песчаников ботуобинского горизонта на востоке лицензионного участка (рис. 7), обусловлено переходом пляже-во-баровых песчаных шельфовых отложений в глубоководно-морские, глинистые, на западе — их замеще-
нием глинисто-алевритовыми лагунными фациями. Выклинивание отложений ботуобинского горизонта в пределах пенепленизированно-го на то время Пеледуйского выступа древней суши происходит на юг. С учетом моноклинального залегания всех продуктивных горизонтов (рис. 8) литологический фактор (как седиментационный, так и за счет вторичной цементации порово-го пространства коллекторов) играет решающую роль в формировании залежей УВ ботуобинского горизонта.
Характер выклинивания коллекторов хамакинского горизонта в северо-восточной части лицензионного участка (рис. 9) является сложным. На этом участке распространение отложения нижней, основной, части горизонта контролируется поверхностью стратиграфического несогласия, разделяющего верхнюю и нижнюю части горизонта. Песчаные тела верхней части горизонта формировались в континентальных условиях и связаны с деятельностью временных водотоков. Поэтому залежи УВ хамакинского горизонта в центральной и северо-западной частях месторождения имеют сложное как литоло-го-тектоническое, так и тектоническое экранирование. Локальные участки залежи, вероятно, не имеют гидродинамической связи с основным резервуаром за счет вторичной карбонатной и соляной цементации.
Отложения талахского горизонта в пределах лицензионного участка распространены повсеместно (рис. 10). Выявленные залежи газа здесь экранируются, вероятно, тектоническими нарушениями.
На основе созданной геологической модели Чаяндинского газоконденсатного месторождения выполнен подсчет запасов газа, нефти, УВ-компонентов и гелия. Результатом проведения геолого-разведочных работ стало существенное повышение степени изученности Чаяндинского месторождения. По состоянию на февраль 2016 г. доля запасов газа промышленной категории С! доведена до 67 %, запасов нефти (с учетом за-
лежей, открытых в хамакинском горизонте) - до 79 %. При этом в количественном выражении общие запасы газа и нефти по месторождению увеличились на 15 %. Месторождение полностью подготовлено к промышленной разработке.
© Коллектив авторов, 2016
Сергей Геннадиевич Крекнин, главный геолог, s.kreknin@ggr.gazprom.ru;
Александр Владимирович Погрецкий, начальник отдела, a.pogretskiy@ggr.gazprom.ru;
Амитрий Николаевич Крылов, начальник отдела, доктор геолого-минералогических наук, DKiylov@vnligaz.gazprom.ru;
Владимир Юрьевич Трухин., заместитель директора, кандидат геолого минералогических наук, trukhin@cnipgis.ru;
Нафис Радифович Ситдиков, главный технолог отдела, M.Sltdlkov@adm.gazprom.ru.
UPDATED GEOLOGICAL GEOPHYSICAL MODEL FOR THE CHAIANDINSKOE OIL GAS CONDENSATE DEPOSIT
Kreknin S.G., Pogretskly A.V. (ООО "Gazprom Geologorazvedka"), Krylou DJS. (ООО "Gazp rom VNIIGAZ"), Trukhin V.lu. (ООО 'CNIP GIS"), MXSitdikov (PJGS "Gazprom")
The Chaiandinskoe oil-gas-condensate deposit is the largest deposit in Yakutia known for its unique gas reserves and significant oil reserves. Due to extensive geological exploration work conducted by ООО "Gazprom Geologorazvedka" in recent years, an updated geological-geophysical model of the deposit was proposed and the deposit was prepared for exploitation.
Key words: Chaiandinskoe oil-gas-condensa-tedeposit; appraisal; well; deposit; geological structure; prospecting drilling; 3D seismic survey; geo ogical-geophysical model.
Рис. 10. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ТА/1АХСКОГО ПРОДУКТИВНОГО ГОРЗОНТА
Усл. обозначения см. на рис. 7
