Учет эффекта засолонения пород-коллекторов пластов В10, В13 непской свиты для повышения эффективности поисково-разведочного бурения на игнялинском, Тымпучиканском и Вакунайском лицензионных участках (Восточная Сибирь)

Воробьев В.С.; Жуковская Е.А.; Мухидинов Ш.В.

УДК 553.9: 550.8.014

УЧЕТ ЭФФЕКТА ЗАСОЛОНЕНИЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ПЛАСТОВ В10/ В13 НЕПСКОЙ СВИТЫ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНОГО БУРЕНИЯ

НАИГНЯЛИНСКОМДЫМПУЧИКАНСКОМ и ВАКУНАЙСКОМ ЛИЦЕНЗИОННЫХ УЧАСТКАХ (ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ)

;000 «Газпромнефть-Ангара», Санкт-Петербург, Россия; Vorobev.VS@gazprom-neft.ru;

2000 « Газпромнефть НТЦ», Санкт-Петербург, Россия; Zhukovskaya.EA@ga2promneft-ntc.ru; Mukhidinov.ShV@gazpromneft-ntc.ru

CONSIDERATION OF THE SALINIZATION EFFECT OF RESERVOIR ROCKS LAYERS B10/ B13 OF THE NEPA FORMATION IN ORDER TO IMPROVE THE EXPLORATION DRILLING EFFICIENCY AT THE IGNYALINSKIY, TYMPUCHIKANSKIY AND VAKUNAYSKIY LICENSE AREAS (EASTERN SIBERIA)

;Gazpromneft-Angara LLC, Saint-Petersburg, Russia; Vorobev.VS@gazprom-neft.ru;

"Gazpromneft NTC LLC, Saint-Petersburg, Russia; Zhukovskaya.EA@gazpromneft-ntc.ru; Mukhidinov.ShV@gazpromneft-ntc.ru Поступила 15.02.2017 г. Принята к печати 07.08.2017 г.

Ключевые слова: засолонение; галит; ангидрит; непская свита; терригенные отложения; Восточная Сибирь; ГИС; керн; трапповый магматизм; сейсморазведка 3D.

На керновом материале, отобранном в скважинах Игнялинского, Тымпучиканского и Вакунайского лицензионных участков, впервые реализована комплексная программа исследования терригенных пластов непской свиты. Для каждого из литотипов определены фильтрационно-емкостные свойства, минеральный и гранулометрический составы, степень заполнения порового пространства пород галитом и ангидритом. Результаты лабораторных работ позволили создать петрофизическую модель, которая дает возможность определять фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, оценивать степень их засолонения, а также выделять проницаемые интервалы разреза. Комплек-сирование данных магниторазведочных и сейсморазведочных работ 3D по скважинам позволило сформулировать основную гипотезу засолонения и базовые принципы опоискования и доразведки залежей пород непской свиты. Для минимизации рисков бурения рекомендуется размещение поисково-разведочных скважин на отдалении от от разломов, соединяющихся с подтрапповыми зонами, с дальнейшим движением в области тектонической активности.

Received 15.02.2017 Accepted for publishing 07.08.2017

Key words: salinization; halite; anhydrite; nepa series; clastic rocks; Eastern Siberia; well log; core; trapp magmatism; seismic 3D.

On the core samples of the Ignyalinskiy, Tympuchikanskiy and Vakunayskiy licence, the comprehensive research program of the Nepskaya suite terrigenous beds was carried out for the first time. For each of the facies, the reservoir quality, mineral and grain composition, the salinization degree of rocks by halite and anhydrite have been determined. The laboratory work results allowed creating the petrophysical model that makes it possible to determine the reservoir quality of rocks, the salinization degree of reservoirs, inflowing intervals of the section. And this serves as the basis for petro-elastic modeling and reservoir's prediction by the 3D seismic data. Using the detailed analysis of thin sections, the floating cut-off of the inflowing intervals' allocation was substantiated. The data integration by wells, 3D magnetic exploration and seismic exploration work made it possible to form the main salinization hypothesis and the basic principles of prospecting works and additional reservoir exploration of the Nepskaya suite rod«. Salinization is a secondary process mainly associated with the addition of highly mineralized brines at the catagenesis stage. The source of salts added into the lower section part is the deposits of overlying the Cambrian carbonate-halogen formation. The brines that entered the terrigenous beds spread across the section, pushing out the already existing fluids. The best was the displacement in reservoirs with high reservoir qualities, as well as intervals with water saturation. In purely oil zones, the brine penetration along the faults was limited to 300-500 meters. With a regional reduce of pressure and temperature during the Jurassic-Cretaceous time, settling of salts took place. To minimize the drilling risks, it is recommended to locate exploratory wells in a distance from connecting with under-trappean zones of faults with further movement into the zone affected by the tectonic activity.

I ECU ¡ИГ iR A

НЕШТИИ'-АЗА U

К числу ключевых задач геолого-разведочных работ, выполняемых на территории Лено-Тунгус-ской нефтегазоносной провинции, следует отнести прогноз участков площадного развития песчано-гра-велитовых разностей в отложениях терригенпого комплекса венда и предполагаемых уровней газожидкостных контактов, а также выделение зон засолоне-ния пород-коллекторов в плане и разрезе осадочного чехла. Степень заполнения порового пространства галитом и ангидритом определяет значения эффективных толщин продуктивных пластов непской свиты, их фильтрационно-емкостные свойства, а также значение коэффициента продуктивности пород-кол-лекторов [6]. Без установления истинных причин процессов вторичного минералообразования, степени их проявления в породах непской свиты, закономерностей распределения в плане и разрезе, а также влияния на фильтрационно-емкостные свойства заложение поисково-разведочных и эксплуатационных скважин — крайне рискованное мероприятие, что подтверждается результатами эксплуатационного бурения [4] в пределах Верхнечонского месторождения.

В настоящее время ООО «Газпромнефть-Ангара» осуществляет поиск и разведку месторождений нефти и газа в пределах Игнялинского, Вакунайского и Тымпучиканского участков недр, расположенных в Иркутской области и Республике Саха (Якутия). Несмотря на то, что здесь открыто 5 месторождений нефти и газа (Верхнечонское, Игнялинское, Ваку-найское, Тымпучиканское, Северо-Вакунайское), не более 50 % площади перечисленных лицензионных участков изучено сейсморазведочными работами 30. Достигнутая плотность бурения явно недостаточна для перехода от стадии поисково-разведочных работ к стадии подготовки месторождений к вводу в разработку. В связи с этим ООО «Газпромнефть-Ангара» в 2013-2017 гг. было пробурено 16 разведочных скважин, вскрывших на полную мощность отложения осадочного чехла и завершенных в породах архей-протерозойского граиито-гпейсового фундамента.

Результаты анализа кернового материала, данных расширенного комплекса ГИС, испытаний и полевой геофизики (сейсморазведочпые 2Б и ЗБ, гравиразведочные, магниторазведочные, электроразведочные работы) подтвердили сложное геологическое строение продуктивных пластов Вш и В]5. Для решения перечисленных выше задач в 2015-2016 гг. была разработана и реализована программа исследования первичных свойств пород и засолонения па керне, отобран ном в 13 скважинах Игнялинской, Ва-кунайской и Тымпучикаиской площадей. Комплексные работы по определению гранулометрического состава и фильтрационно-емкостных свойств до/ после отмывки галита, проведению рентгепострук-

турного и рентгепофазового анализов, описанию шлифов и подсчету доли минералов в них были проведены на дублерах 380 образцов. Уточнена фаци-альная и создана новая петрофизическая модели, что позволило увязать данные по скважинам с материалами магнитных и сейсмических исследований и выполнить прогноз зон развития улучшенных коллекторов терригенпого венда в пределах Чонской группы месторождений, представляющих собой первоочередные объекты для проведения поисково-разведочного бурения.

Строение пластов В|0 и Вп

Продуктивные пласты В,0 и В1Г„ выделенные в составе непской свиты, характеризуются сложным строением, обусловленным высокой степенью фациалыюй изменчивости песчаников и их вторичным засолонением (галитизация и ангидрити-зация), определяющими невыдержанность коллекторов в плане и разрезе осадочного чехла. Толща терригенных пород, слагающих непскую свиту, имеет неоднородное строение. Она образовалась в при-брежно-контипентальных условиях осадконакоп-ления в результате сноса обломочного материала с возвышенностей на северо-западе и трансгрессии моря с юго-востока. Продуктивные песчапо-граве-литовые отложения характеризуются слабой степенью окатанности, обломочный материал имеет преимущественно полевошпат-кварцевый состав с незначительной примесью глинистого вещества, состоящего в основном из хлорита и гидрослюды.

Степень засолонения пустотного пространства неравномерна и изменяется от первых процентов до практически полного заполнения коллекторов. Строение пластов через небольшой интервал (первые десятки и сотни метров) может существенно изменяться [5]. Более того, установлено, что засоло-нение коллекторов в определенной степени зависит от фациалыюй изменчивости осадков. Исследование количества солей в керне, основанное на данных рентгеноструктурного анализа, отмывке пород от галита дистиллированной водой, описаниях шлифов, показывает, что максимальному засолонению изначально подвергались коллекторы с максимальными значениями пористости и проницаемости и минимальной степенью глинистости.

Методика и результаты комплексного исследования засолоненного керна

Количественная оценка содержания галита в цементе терригенных пород сопряжена с рядом трудностей и неопределенностей, она требует комплексного аналитического подхода с разработкой методического обеспечения. Определение содержания МаС1 в керне выполнялось следующими способами:

so ;е,,|_.„■..; О

1. Методом подсчета техногенных пустот (не заполненных окрашенной эпоксидной смолой) в шлифах, изготовленных на безводной основе. Полученные объемные проценты пересчитывались на массовые. Петрографический анализ (помимо количественной оценки) дал характеристику распределения галита, его приуроченность к порам определенного типа и возможность проследить стадийность вторичного минералообразования. Тем не менее следует учитывать, что шлиф характеризует ограниченную часть образца, а значит для получения корректных результатов требуется представительная петрографическая коллекция.

2. Методом рентгенофазового анализа порошковой (валовой) пробы, который позволил определить в массовых процентах долю не только галита, но и других (в том числе породообразующих) минералов в составе породы. Однако при значении минеральной фазы менее 10 % подход имеет высокую погрешность измерения (в зависимости от количества фаз и модели дифрактометра).

3. Методом растворения солей из образца, изготовленного безводным способом, в дистиллированной воде или раздробленной порошковой пробе с замером потери массы от воды. После эксперимента по отмывке соли получившийся раствор был исследован на компонентный состав. Вымывание галита наиболее точно показало его долю в горной породе. Особое внимание было уделено контролю за исходным и конечным состоянием образца. В процессе растворения МаС1, который выступает в качестве цемента, масса образца может изменяться из-за его частичного осыпания.

Необходимо учитывать, что изменения термодинамических условий при подъеме керна неизбежно приводят к выпадению из поровых вод определенного

незначительного количества галоидных соединении. В породах, слагающих нефтяную и газовую часги залежей, осаждение практически не отмечается вследствие бурения скважин на растворах с нефтяной основой. В образцах, характеризующих водонасыщенные части пластов, количество подобных техногенных солей выше, но оно соизмеримо с погрешностью определения содержания минералов в породе инструментальными методами, что подтверждается результатами термодинамических расчетов.

Перечисленная специфика используемых методов была учтена при сопоставлении данных лабораторных исследований для выполнения корректного сравнения и получения достоверных, обоснованных выводов. В результате выявлены следующие закономерности:

1. Галит заполняет оставшееся после раскри-сталлизации доломита и ангидрита пустотное пространство и является наиболее поздним (по времени образования) вторичным минералом цемента песчаников и гравелитов (рис. 1).

2. Отмечается крайне неравномерное распределение галита по разрезу. В большинстве случаев максимальное его количество тяготеет к прикровельной части терригенного комплекса. Максимальное содержание минерала наблюдается в отложениях пласта В,о - в среднем 5,3 % (0-20 %).

3. К параметрам, влияющим на распределение солей, относится степень структурной зрелости, проявляющаяся в наилучшей сортировке обломочного материала при увеличении крупности зерен и уменьшении содержания в породе пелитовой фракции. Связи засолонения с минеральным составом обломков пород не установлено. Увеличение роли галитовой цементации наблюдается в хорошо отсортированных породах повышенной зернистости

Рис. 1. Полиминеральный цемент песчаника (фото шлифа) Fig. 1. Sandstone polymineral cement (thin section photo)

* VPT'-1 TV*

Галгтоный цемеят

ЦАИЯ

"Л •

. i

ff

А — николи X; В — николи //

А - NicolsX; 8 - Nicols//

ЕЦ] 1рГ iH

НЕФТИ И rA3A

О 51

Рис. 2. Фотографии шлифов-дублеров песчаника

Fig. 2. Photos of sandstone duplicates thin sections

A, A, — до эксперимента по отмывке водорастворимых солей; В, В; — после эксперимента; А, В — николи //; А„ В, — николи X. Синий цвет — поровое пространство, заполненное эпоксидной смолой

А, А. — before the experimental washing of water-soluble salts; В, B, — after the experiment; А, В — Nicols //; A„ Вi — Nicols X. Blue color — pore space filled with epoxy

Рис. 3. Сопоставление пористости пластов В,0, В,2 и Вв непской свигы до и после их отмывки от галита Fig. 3. Comparison of the Nepa suite Layers BI0) Bu and B,, porosities before and after halite removal by washing

о 5 10 15 20 25

Пористость до отмывки от галита, %

зо

о 1 © 2 О

Пласты (1-3): 1 — В,0, 2 — В,,, 3 — В; Layers (i-3): 1 - В1(

и малой глинистости, т.е. обладающих изначально наилучшими коллекторскими свойствами, которые они утратили в ходе стадиального и наложенного литогенеза.

4. Отмывка галита приводит к весьма существенному увеличению пористости (рис. 2,3) и проницаемости (рис. 4). Аргиллиты, алевролиты и мелкозернистые песчаники абсолютно не подвержены засолонениго. Среднезериистые песчаники имели первоначально проницаемость от (10-100) • 10"15м2, а крупнозернистые — от 100 • 10"15м2 и в большинстве случаев сильно засолонились, в результате чего их проницаемость уменьшилась на 2-3 порядка.

5. Оконтуривапие зон засолонения по площади исключительно по результатам бурения затруднительно ввиду малого числа пробуренных скважин, однако отмечено некоторое снижение содержания галита в продуктивных отложениях Тымпучиканской площади (по сравнению с Игнялинской площадью). Оптимальным решением является увязка результатов кериовых определений засолонения с материалами скважиниых и площадных геофизических исследований.

52

| iD м -• г

о

В,,, В.:

10' "12' и!3

Рис. 4. Сопоставление проницаемости пород пластов В непской свиты до и после их отмывки от галита Fig. 4. Comparison of rock permeabilities for Layers BI(„ B,2, BB of the Nepa suite before and after the halite removal by washing

A

Of

О

of • •o

о

°s

0,1

a 1=

О о

<в

®o

о Оо

00 0° e f

JF

о

а-

об

Е

g 4

в

0.01 0.1 1 ю юо looo :оооо looooo

Проницаемость. п • 10'1 мим"

0.1 1 10 100 1000 10000 100000 Проницаемость до отмывки от галита, л • 10 ' мкм'

о 3 о 4 в 5 в

8

А — для разных литотипов; В — гистограммы распределения проницаемости пород. Породы (1-6): 1 — аргиллит и алевролит, 2 — тонкозернистые, 3 — мелкозернистые, 4 — среднезернистые, 5 — крупнозернистые, б — грубозернистые; кривые значений Кгр (7,8): 7 — до отмывки, 8 — после отмывки

А — for different lithotypes; В — histograms of distribution of rock permeabilities. Rocks (.1-6): i — argillite and siltstone, 2 — fine-grained, 3 — small-grained, 4 — medium-grained, 5 — gross-grained, 6 — coarse-grained; curves of the K„p values (7, 8): 7 — before washing, 8 — after washing

Петрофизическое моделирование и определение фильтрационно-емкостных свойств пород по данным ГИС

Широкое проявление процессов вторичного минералообразования в отложениях терригенпого комплекса венда обусловливает необходимость совершенствования традиционных подходов к пет-рофизическому моделированию и обоснованию методики интерпретации данных ГИС. Стандартная методика выделения коллекторов (при отсутствии прямых качественных признаков коллекторов) требует экспериментального обоснования на керновом материале: проведения опытов по вытеснению нефти водой, определения остаточной нефте- и водона-сыщенности и т. п. Но и рассчитанная на основе этих данных динамическая пористость (Кпл) часто не описывает результаты испытаний скважин, выделение «работающих» пронластков в разрезе засолоненных пород.

Рис. 5. Типизация разреза по критерию наличия или отсутствия связанности пор

Fig. 5. Section type assignment based on presence or absence of pore connectivity

K„tJ n ■ 10 ' мкм'

1000 у

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

0,1

0,01

• * * • ;•»•••

I 'V-

25

/с %

Связанность nop (i, 2): 1 — отсутствует, 2 — присутствует; 3 — граница, разделяющая породы со связанными порами от пород с несвязанными порами

Pore connectivity (1, 2): 1 — absent, 2 — present; 3 — line separating rocks with interconnected pores from rocks with unconnected pores

Очевидно, что использование фиксированного граничного значения пористости, проницаемости и/ или какого-либо другого параметра для таких неоднородных по структуре пород некорректно, поскольку ведет, во-первых, к выделению относительно высокопористых, но непроницаемых пород, из которых, как показывает практика, не удается получить притоки пластовых флюидов, а во-вторых, к пропуску относительно низкопористых, проницаемых прослоев, дающих при испытаниях устойчивые притоки нефти, газа и воды.

Учет степени галитизации пород, обусловливающей закупоривание пор и соединяющих их каналов, позволил авторам статьи уточнить методические приемы выделения коллекторов. Ключевым показателем при этом выступает степень связанности пор, обеспечивающая притоки из пласта. На выборке из 100 шлифов этот параметр был детально проанализирован. С учетом литологической неоднородности прослоев и результатов петрографического анализа выполнена типизация разреза по критерию наличия или отсутствия связанности пор в плоскости шлифа. Сформированы две группы пород — с признаками возможной фильтрации и без них (рис. 5). Согласно приведенному кросс-плоту, переход от коллекторов к неколлекторам аппроксимируется уравнением КР = 5-1,76 • 1п (Кп).

EÛ1 ЮГ 1Я

НЕФТИ И ГАЗА

Ô 53

Рис. 6. Результаты петрофизической интерпретации

и сопоставления филырэционно-емкостных свойств для засолоненных и незасолоненных интервалов по одной из скважин участка работ Fig- 6. Results of petrophysical interpretation and comparison of reservoir properties for salinized and not-salinized intervals in one of the study wells

i1 m* D

1 — аргиллит; песчаник (2, 3): 2 — «чистый», 3 — засоло-ненный; гравелит (4, 5): 4 — «чистый», 5 — засолоненный

1 — argillite; sandstone (2, 3): 2 — "clean", 3 — salinized; gravelite (4, 5): 4 — "clean", 5 — salinized

Следует отметить, что на границе раздела «коллектор- неколлектор» связь КЩ1 = [(К„) характеризуется обратной зависимостью. Коллекторами являются прослои, значение проницаемости которых будет больше плавающего граничного значения Кщ„ рассчитанного по представленному уравнению. Эффективность использования данного подхода, определяющего достоверность оценки абсолютной газопроницаемости по данным ГИС, апробирована авторами статьи на ряде других месторождений ПАО «Газпром нефть» [2].

На рис. 6 приведены результаты интерпретации данных ГИС. В разрезе выделяются два прослоя песчаников — засолоненный и «чистый». По значению пористости породы близки. Однако значение проницаемости засолоненного песчаника по сравнению с «чистым» на порядок выше. Учитывая объем галита в прослое А, можно сделать вывод о том, что породы до процесса засолонения характеризовались пористостью 25-27 % при проницаемости более 10 мкм". После галитизации порового пространства пористость снизилась вдвое, при этом значение проницаемости также кратно снизилось, но осталось в соответствии с фиксируемой проницаемостью коллекторов.

На базе разработанной авторами статьи петрофизической модели [8] была выполнена интерпретация данных ГИС по пластам В,„и Вп непской свиты. С применением разработанных систем уравнений,

в основе которых лежит определение фильтрацион-но-емкостпых свойств пород (в том числе и степени их засолонения) по АК и НК (для скважин старого фонда) и ГГКП-НК (для скважин с расширенным комплексом ГИС), выполнена интерпретация про-мыслово-геофизических данных по Игнялинскому, Вакунайскому, Тымпучиканскому и прилегающим лицензионным участкам недр. Полученные результаты дали возможность провести количественную оценку процессов вторичного минералообразования как по площади, так и в разрезе, а также увязать пег-рофизическую и промыслово-геофизическую информацию с материалами полевых геофизических исследований и выделить зоны развития коллекторов, наиболее перспективные для бурения.

Площадной прогноз слабо- и сильнозасолонен-ных районов Чонской группы месторождений

Анализ результатов выполненных исследований керна, а также комплексирование геолого-геофизи-ческих данных позволили охарактеризовать механизм и этапиость процессов засолонения пород-кол-лекторов, суть которых, по мнению авторов статьи, сводится к следующему:

1. Засолонение — вторичный процесс, связанный преимущественно с привпосом извне высокомиие-рализованных рассолов. Пласты В,0 и В]Г, в центральной части Непского свода накапливались в прибреж-но-контииептальных условиях. Захоронение осадков осуществлялось в условиях, близких к нейтральным — от слабокислых до слабощелочных, минерализация вод достигала 3 г/л [3], что предопределяло отсутствие в них значительных концентраций диаге-петических солей.

2. Последующее развитие эвапоритового бассейна, сопровождавшееся накоплением осадков себхо-вого типа (перекрывающие терригеппый комплекс сульфатно-карбонатные отложения) и просачиванием рапы в нижележащие проницаемые горизонты, привело к их незначительному засолонению. Отличить данные соли в песчаниках и гравелитах от более поздних очень сложно, так как катагенетические процессы привели к их перекристаллизации и замещению.

3. Источником основной массы привнесенных в нижнюю часть разреза солей (наложенный эпигенез) являются отложения вышезалегающей (700-1000 м надтерригеиными отложениями венда) карбонатно-галогенной формации кембрийского возраста.

4. В пермотриасе произошла тектоническая активизация региона. Сибирский суперплюм сформировал восходящие потоки магмы, которые, внедряясь (дайки) по разуплотненным зонам, рассекали терри-генные и карбонатные отложения (вплоть до надсо-левой части разреза), формируя силл (рис. 7).

54

iEt ID i(

0

5.Силл при внедрении создавал высокие давления, способствовал активизации части разломов и прогревал как горные породы, так и насыщающие их пластовые флюиды вблизи зон внедрения магмы. Горячие воды за счет растворения солей увеличивали свою плотность и под действием гравитации, а также значительных градиентов давлений (давление в области горячих рассолов у силла значительно выше) мигрировали, в том числе и в нижние интервалы разреза. Основными проводниками рассолов в тер-ригенный комплекс послужили дизъюнктивные нарушения северо-западного простирания, которые в тот момент времени были активны (раскрыты) [4,6}.

6. Попавшие в терригенные пласты рассолы распространялись по разрезу от разломов, оттесняя уже находящиеся здесь флюиды. Активнее всего вытеснение шло по коллекторам с высокими фильтра-ционио-емкостными свойствами, а также по водо-насыщенным интервалам. В чисто нефтяных зонах проникновение рапы вдоль разломов осуществлялось в пределах не более 300-500 м.

7. При последующем региональном снижении давления и температуры в юрско-меловое время произошло осаждение солей [7].

Исходя из перечисленного, можно сделать вывод о том, что ключевыми задачами прогноза распространения зон засолонения и районов слабозасоло-ненных коллекторов являются определение характера первичного их распространения, картирование зон развития силлов и даек, трассирование разрывных нарушений, секущих терригенные отложения непской свиты и подтрапповые соляные формации.

Накопление терригеппых отложений непской свиты обусловлено сносом осадочного материала с северо-запада территории и формированием пес-чано-гравийных отложений (пласт Вв) на гранито-гиейсовом фундаменте с увеличением глинистости в кровле, вызванной трансгрессией моря. Пласт В10 связан с накоплением обломочного материала в приливно-отливной части мелководно-морского бассейна. Базовой особенностью строения терриген-ного венда является то, что нет скважин, в которых коллекторы отсутствовали бы исключительно по причине глинизации. Именно засолонение, контролируемое проявлениями постседиментационных факторов, определяет продуктивность скважин, а для картирования зон с исходно лучшими и худшими фильтрационно-емкостными свойствами требуется детальная седиментационная модель, построенная по плотной сети скважин разведочного бурения.

Развитие трапповых тел закартировано авторами статьи на основе комплексирования данных бурения скважин, а также результатов магнитных и сейсмических исследований. Выделенные пластовые тела и зоны вертикального подъема магмы подгвер-

Рис. 7. Потенциально перспективные зоны под бурение поисково-разведочных скважин в пластах В|0 и В,, на схеме зон внедрения трапповых тел по данным магниторазведки

Fig. 7. Potentially prospective zones in Layers B,0 and B„

for drilling exploratory - assessment wells on the schematic map of intrusion zones of trap bodies derived from magnetic survey data

j KM

« 9 •

Зоны внедрения интрузий: A — силла в верхнюю часть разреза (в том числе с выходом на поверхность), В — даек; 1-8 — районы, рекомендуемые к первоочередному бурению; 9 — разломы; 10 — скважины

Intrusion zones of: А — sill in the upper part of the section (including the outcrop), В — dikes; 1-8 — regions recommended for first-priority drilling; 9 — faults; 10 — wells

ждаются материалами геологической сьемки (полевыми исследованиями обнажений), а также данными электро- и сейсморазведки 3D (в зонах, где силл залегает глубже по разрезу) и бурения.

Основные тектонические нарушения, выделенные по сейсмическим данным, приведены на рис. 7. Нарушения северо-западного простирания, предположительно являющиеся наиболее древними, неоднократно активизировались в ходе многомиллионной истории геологического развития региона [5]. Известно, что, помимо прогревающей особенности траппов, они обладают и другой ключевой чертой — способностью к образованию новых и активизации старых дизъюнктивов, связанных с внедрением магмы под давлением в ближайшей к дайкам и силлам части разреза [1]. Таким образом, активизация древних разломов формировала основные направления нисходящей миграции рассолов.

Максимальная степень засолонения коллекторов фиксируется именно вблизи тектонических наруше-

ЕЦ] рГ 1н

НЕШТИ И ГАЗА

О 55

пий северо-западного простирания и закономерно уменьшается по мере удаления от них. Для минимизации рисков бурения рекомендуется размещать поисково-разведочные скважины на некотором удалении от соединяющихся с подтрапповыми зонами разломов с дальнейшим движением в зону, затронутую тектонической активностью.

Использование выявленных тенденций позволяет еще до проведения динамической интерпретации сейсмических данных ЗЦ сформулировать концепцию опоискования и доразведки терригенных отложений Верхнечонской группы месторождений. Тем не менее необходимо учитывать и геологические неопределенности, связанные с разрешающей способностью сейсмических и магнитных методов исследований. Для апробации сформулированных гипотез необходимо дополнительно пробурить две-три скважины в пределах прогнозируемых зон с высоким и средним уровнями засолонения пород-коллекторов.

Выводы

Характер распределения галита в цементе терригенных отложений венда зависит от структурных параметров породы — наиболее крупнозернистые и отсортированные песчаники, изначально обладав-

шие наибольшей удельной емкостью коллекторов, максимально подвержены вторичной цементации. Галит цементировал оставшееся после кристаллизации доломита и ангидрита пустотное пространство и являлся наиболее поздним вторичным минералом.

Для отложений непской свиты Игиялинского, Вакунайского и Тымпучиканского лицензионных участков разработана и проведена специальная программа исследования засолоненнего керна. Результаты лабораторных работ позволили создать пет-рофизическую модель, которая дает возможность определять фильтрационно-емкостиые свойства пород-коллекторов, степень их засолонения и глинистость, а также выделять проницаемые (на основе зависимости Кпр= 5 1,76 ■ 1п (Кп) интервалы разреза.

Наиболее сильное засолонение связано с подтрапповыми зонами, нарушенными разломами преимущественно северо-западного простирания, активными на момент внедрения силлов. На основе комплексирования результатов бурения, а также материалов магнитных и сейсмических исследований, авторами статьи были выделены участки прогнозируемого засолонения пород продуктивных пластов Вш и В13, а также зоны с потенциально более высокими коллекторскими свойствами.

Литература / References

1. Анциферов А.С. Метаморфизм рассолов и засолонение коллекторов нефти и газа Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Геология и геофизика.-2003.-№ 6.-С. 499-510.

Antsiferov A.S. Metamorphism of brines and salinization of oil and gas reservoirs in the Leno-Tungusskaya oil and gas province. Geologiya i geofizika. 2003;(6):499-510.

2. БеляковЕ.О.,МухидиновШ.В. Использованиеобобщенныхзависимостейдля построения петрофизическихмоделейфильтрационно-емкостных свойств с оценкой граничных параметров выделения коллекторов и определения их характера насыщенности // Петрофизика сложных коллекторов: проблемы и перспективы : сб. статей. — М. : ООО «ЕАГЕ Геомодель», 2015. - 383 с.

Belyakov Е.О., Mukhidinov Sh.V. Use of generalised dependencies in preparation of petrophysical models of porosity & permeability properties with evaluation of cut-off values of the parameters for identification of reservoirs and determination of their saturation character. Petrofiziko slozhnykh kollektorov: problemy i perspekbvy: sbornik statey. Moscow: ООО «EAGE Geomodel»; 2015. 383 p.

3. Вожов В.И., Чернова Л.С. Вторичное минералообразование в венд-нижнекембрийских отложениях Непско Ботуобинской анте-клизы // Геология нефти и газа. - 1999. - N5 11-12. - С. 41-48.

Vozhov V.I., Chemova L5. Secondary mineral formation in the Vendian - Lower Cambrian deposits of the Nepsko-Botuobinskaya anteclise. Geologiya neftii gaza. 1999;(ll-12):41-48.

4. Воробьев B.C., Истомина Я.С. Основные причины засолонения пород терригенного комплекса на Верхнечонском месторождении // Геобайкал-2014: тезисы конференции. - 2014.

t/orobyev V.S., Istomina Vo.5. The main factors causing rock salinization in the terrigenous sequence of the Verkhnechonskoe field. Geobaykal-2014: tezisy konferentsii. 2014.

5. Воробьев B.C., Клиновая Я.С. Причины засолонения терригенных пород в пределах Верхнечонского месторождения (Восточная Сибирь) // Газовая промышленность. - 2017. - № 1. - С. 36-43.

Vorobyev VS., Klinovaya Ya.S. Factors causing salinization of terrigenous rocks in the Verkhnechonskoe field (East Siberia). Gazovayo promysh-lennost. 2017;(l):36-43.

6. Воробьев B.C., Чеканов И.В., Клиновая Я.С. Модель распространения терригенных коллекторов и засолоненных песчано-гравелитисгых отложений в пределах месторождений центральной части Непского свода // Геология нефти и газа. - 2017. - № 3. -С. 47-60.

Vorobyev V.S., Chekanov I.V., Klinovaya Ya.S. The model of distribution of terrigenous reservoirs and salinized sand-gravelite deposits in the fields of the central part of the Nepskiy arch. Geologiya nefti i gaza. 2017;(3):47-60.

56 ,Ei lU 1' •• г 0

7. Кальвин И.А., Моисеев В.А., Буторов В.В. Условия кристаллизации соли в поровом пространстве коллекторов Непского свода // Геология нефти и газа. -1990. - № 6. - С. 23-25.

Kalvin I.A., Moiseev V.A., Butorov V.V. Conditions for crystallization of salt in the porous space of the reservoirs of the Nepskiy Arch. Geologiya neftiigaza. 1990;(6):23-25.

8. Мухидинов Ш.В., Воробьев B.C. Методические особенности петрофизического изучения засолонеиных терригенных пород нефтегазовых месторождений Чонской группы // РЯОнефть. - 2017. - № 1. - С. 32-37.

Mukhidinov Sh.V., Vorobyev V.S. Methodological aspects of petrophysical study of salinized terrigenous rocks in oil-gas fields of the Chonsk group. PROneft. 2017;(l):32-37.

18-я международная выставка

НАЦИОНАЛЬНЫЙ

НЕФТЕГАЗОВЫЙ НЕФТЕГАЗ-2018

ФОРУМ уф

116-18 апреля 2018 116-19 апреля 2018

Москва. ЦВК «Экспоцентр» www.oilandgasforum.ru

Москва, ЦВК «Экспоцентр» www.neftegaz-expo.ru

НА ПРАВАХ РЕКЛАМЫ

Рсспшскив

МИНПРОМТОРГ

России

Иг.«

Ounrldsi»

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Воробьев В.С., Жуковская Е.А., Мухидинов Ш.В.

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Воробьев В.С., Жуковская Е.А., Мухидинов Ш.В.

Consideration of the salinization effect of reservoir rocks LAYERS B10, B13 of the Nepa Formation in order to improve the exploration drilling efficiency at the Ignyalinskiy, Tympuchikanskiy and Vakunayskiy license areas (Eastern Siberia)