CC BY
14Рис. 2. Гистограммы плотностных и акустических свойств отложений талахского горизонта и вмещающих пород
попытка формального принятия по этому признаку данной пористости как кондиционного значения спровоцирует появление значительных погрешностей при подсчете запасов углеводородов, построении трехмерной геологической и гидродинамической моделей. Тем не менее полученные результаты статистической обработки заставляют уделить более серьезное внимание при исследовании коллекторов данного горизонта. Также на сложность строения пустотного пространства указывает график соотношения пористости и остаточной водонасыщенности (рис. 1в). На первый взгляд связь между этими параметрами практически отсутствует. Вместо формирования известной тенденции последовательного уменьшения остаточной водонасыщенности по мере увеличения пористости, что характерно для порового типа пустот, отмечается
выделение трех кластеров. Первый соответствует породам, в которых доминирует поровый тип пустот. Для него образцы с пористостью меньше 10%, как правило, имеют остаточную водонасыщенность больше 70%, что позволяет их считать практически непроницаемыми по нефти. Для пород, в составе пустотной системы которых начинают играть более существенную роль трещины, отмечаются более низкие значения остаточной водонасыщенности при относительно более плохих емкостных свойствах. Характер строения пустотного пространства также находит свое отражение при сопоставлении фильтрационных и емкостных свойств пород (рис. 1г, 1д). В общем на графиках, отражающих соотношение значений проницаемости с открытой и эффективной пористостью, отмечается хао-
тическое распространение точек. Учет типов пустот позволяет выделить три кластера. При равной пористости наименьшие значения проницаемости характерны для пород с поровым типом пустот, наибольшие - для образцов, в которых трещины играют доминирующую роль в формировании фильтрующей системы.
Рассмотренные закономерности также объясняют график, отражающий соотношение пористости и вероятности формирования в образце фильтрующей системы с проницаемостью не меньше 0,001 мкм2, что позволяет относить его к группе коллекторов. Вместо привычной тенденции увеличения данного показателя по мере роста пористости пород наблюдается аномально высокая вероятность (0,5-0,9) существования проницаемости больше 1х10-15 м2 для образцов, пористость, которых состав-
GEOLOGY
ляет 5-7%. В то же время для образцов с пористостью 9-11% данный показатель составляет 0,56-0,63. Если не учитывать рассмотренные выше положения о влиянии характера строения пустотного пространства пород, то формально можно прийти к ошибочному выводу, что пороговое значение пористости составляет 3,2%. Однако игнорирование низкоемких коллекторов трещинного и порово-трещинного типов влечет за собой недоучет эффективных толщин залежи. При этом необходимо иметь в виду, что данный тип коллектора, как характеризующийся повышенной проницаемостью, наиболее подвержен негативному техногенному воздействию в процессе бурения. Буровой раствор, насыщенный хлористым натрием, проникает в продуктивные отложения. Этот процесс, естественно, сопровождается снижением давления (вплоть до пластового), что провоцирует выпадение соли в осадок и, следовательно, залечивание пустот. Причем следует ожидать более интенсивного развития данных преобразований в трещинах.
В результате происходит ухудшение фильтрующих свойств отложений продуктивного пласта. Вероятно, именно этим во многом обусловлено получение сравнительно низких дебитов при опробовании отложений талахского горизонта. Таким образом, при строительстве новых скважин выполнение акустического каротажа крайне необходимо для повышения эффективности выделения зон трещиноватости, изучения в межскважинном пространстве петрофизических свойств отложений талахского горизонта. Они основываются на физических предпосылках возможности интерполяции петрофизических данных в межскважинном пространстве с учетом свойств волнового поля. В частности, отмечается хорошая эмпирическая связь, полученная при анализе керна в лабораторных условиях, между импедансом и пористостью (рис. 1ж). Она аппроксимируется с квадратичным коэффициентом корреляции 0,92 следующей формулой:
Кр = -25,3131_п(1МР) + 419,3, (1)
где Kp - пористость, %; IMP - значения импеданса, кг/м2с. При этом с точки зрения сейсморазведки отложения талахского горизонта в целом находятся в благоприятных условиях. Это и общая толщина пласта, которая составляет 21-27 м. По сква-жинным данным фиксируются контрастности акустических жесткостей исследуемых отложений с вмещающими породами (рис. 2). Плотность отложений талахского горизонта (таблица, рис. 2) несколько выше значений, характеризующих перекрывающую глинистую толщу паршинской свиты, но значительно меньше, чем это отмечается при изучении подстилающих пород кристаллического фундамента. В некоторых случаях отмечается увеличение акустических скоростей отложений талахского горизонта до величин, характерных для нижележащих образований. Это обусловлено появлением в разрезе исследуемой толщи линз песчаников с хемогенным цементом (рис. 2). Аналогичная картина наблюдается при изучении акустических скоро-
СПЛАВ
f
ЗАО «Сплав-М», Россия, 173021 Великий Новгород, ул. Нехинская, д. 61 Тел./факс: +7 (8162) 500-880, 500-840 E-mail: info@splav-m.ru
Производство и поставки трубопроводной арматуры для нефтяной, газовой и химической промышленности
Рис. 3. Петрофизические свойства песчано-алевролитовых пород хамакинского горизонта
стей. Скорости отложений талахского горизонта достаточно близки, хотя и превосходят значения перекрывающей глинистой толщи, но значительно уступают соответствующему параметру пород кристаллического фундамента. Локальные увеличения данного параметра для пород талахского горизонта
также обусловлены присутствием тер-ригенных пород с хемогенным цементом. Как следствие, в целом следует ожидать формирование устойчивого положительного колебания вблизи кровли фундамента, которое будет выполнять функцию репера для привязки окна счета сейсмических атрибутов,
и слабое интерференционное положительное отражение вблизи кровли талахского горизонта. Причем в случае улучшения коллекторских свойств исследуемого горизонта данное отражение будет ослабевать вплоть до изменения знака. Это свойство также следует использовать при прогнозировании петрофизических свойств продуктивных отложений в межсква-жинном пространстве.
ХАМАКИНСКИй ГОРИЗОНТ
Хамакинский горизонт перекрывается и подстилается пластами аргиллитов паршинской свиты, которые соответственно выполняют функции покрышки подложки, формируя тем самым самостоятельный природный резервуар. По скважинным данным отмечается увеличение общей толщины горизонта в западном направлении от 0,6 м в скв. 254-1 до 7,1 м в скв. 96. По данным Т.И. Гуровой и Л.С. Черновой, хамакинскоий горизонт (аналог верх-нечоннского горизонта на граничащей Верхнеченской площади) представлен (1988) неравномерным чередованием преимущественно средне-, мелко- и мелкозернистых песчаников с алевролитами, аргиллитами, реже с прослоями разнозернистых, и крупно-, и грубозернистых пород.Песчаники темно-серого и серого цветов, полевошпатово-квар-цевые, мелко- и мелко-среднезерни-стые (реже среднезернистые, иногда до гравелитистых), хорошо отсортированные, крепкие. Слои аргиллитов разделяют песчаные пачки горизонта. Содержание алевритового материала в песчаниках составляет в среднем 20-
Таблица. Сопоставление сейсмических свойств отложений талахского горизонта и вмещающих пород
Параметр Вид оценки Перекрывающая глинистая толща Отложение талахского горизонта Породы кристаллического фундамента
Скорость, м/с Среднее значение 3778 4513 5836
Минимальное значение 3509 3846 5554
Максимальное значение 4410 5945 6257
Импеданс, кг/с.м2 Среднее значение 9527000 11343000 15496000
Минимальное значение 8028000 9359000 14470000
Максимальное значение 11135000 15825000 16794000
Плотность, кг/м3 Среднее значение 2520 2500 2660
Минимальное значение 2280 2390 2570
Максимальное значение 2600 2680 2730
GEOLOGY
25, прослоями до 30%, мелкозернистого песчаного - 30-40, среднезернистого - до 20, грубо- и крупнозернистого - до 10%. Транспортировка кластогенного материала осуществлялась преимущественно в юго-восточном направлении. Содержание цемента в песчаных разностях в основном не превышает 10%. По составу цемент глинистый и ангидритовый. Тип цемента - поровый. Карбо-натность песчаников преимущественно составляет 2-6%, иногда достигает 12-15%.Встречаются песчаники, поровое пространство которых залечено солью. Принос кластогенного материала к месту захоронения осуществлялся преимущественно с северо-западных территорий. Аккумуляция песчаников горизонта происходила в обстановке относительно глубоководной части открытого шельфа в периоды возобновления действия течений. Особенности седиментации и вторичных изменений определили формирование линзовид-ного характера строения продуктивных отложений.
Пористость песчано-алевролитовых пород, измеренная в лабораторных условиях, изменяется в интервале от 0,4 до 19,8% (среднее значение - 7,8%). Распределение данного параметра имеет бимодальный характер (рис. 3а). Выделяется два кластера. В первый попадают образцы с пористостью от
0 до 9%, во второй - с пористостью от 9 до 20%. В целом для каждого из них просматривается практически анормальный характер распределения анализируемого параметра. Проницаемость песчано-алевроли-товых пород изменяется в интервале 0,0004 до 1,36 мкм2 (в среднем - 0,07 мкм2) и имеет логнормальный характер распределения. 63% образцов исследованной коллекции имеют проницаемость меньше 0,001 мкм2 и не являются коллекторами. Вместе с тем 37% исследуемых образцов имеют пористость не меньше 9,5%. В принципе, это более высокое значение, чем было установлено при изучении выборки образцов талах-ского горизонта, однако и эта величина не может рассматриваться как пороговая для выявления по емкостному признаку коллекторов порового типа. В формировании фильтрующей системы так же, как и в отложениях талахского горизонта, принимал участие трещинный тип пустот. Однако роль данного фактора была менее значительной, чем это отмечалось при изучении предыдущего пласта.
При сопоставлении пористости с остаточной водонасыщенностью (рис. 3в), пористостью и проницаемостью (рис. 3г), а также с эффективной пористостью и проницаемостью (рис. 3д) в целом выделяются два кластера: один соответ-
ствует коллекторам порового, второй - трещино-порового типа. Коллекторы трещинного и порово-трещинного типа имеют в данном случае явно подчиненное значение.
По данным исследования керна, прослеживается достаточно хорошая зависимость между акустическим импедансом и пористостью (рис. 3е). Она с квадратичным коэффициентом корреляции 0,97 аппроксимируется следующей формулой:
Кр = -30,5Шп(ШР) + 504,6 (2).
Отметим, что небольшие общие толщины хамакинского горизонта (меньше 7 м) существенно осложняет использование сейсморазведки 3D для прогнозирования петрофизических параметров с учетом свойств волнового поля в меж-скважинном пространстве. Проведенные исследования показывают, что на территории Тымпучиканского месторождения от сейсморазведки 3Э следует ожидать не только уточнения структурных планов и прослеживания дизъюнктивных нарушений, но и построения ряда прогнозных карт петрофизических параметров на основании проведения детального динамического анализа свойств волнового поля, приуроченного к интервалам залегания продуктивных горизонтов.
Литература:
1. Геология Якутской АССР. - М.: Недра, 1981.
2. Гурова Т.И., Чернова Л.С. Литология и условия формирования резервуаров нефти и газа Сибирской платформы. - М.: Недра, 1988. UDC 553.98:004.9
A.V. Lobusev, Dr. Sci. (Geology) Dean, Head of SubDept. Of Oil and Gas Fields Goeology. Professor; P.N. Strakhov Dr. Sci. (Geology), docent; M.A. Lobusev PhD (Engineering), docent; Yu.A. Antipova PhD (Geology), docent; D.A. Osin, graduate student, e-mail: nau-ka_rgu@mail.ru, Gubkin Russian State University of Oil and Gas
Possible Use Seismic Data For Predicting Reservoir Properties Deposits Of Tympuchikansky Field
The results of studying the structure of productive deposits Tympuchikansky oil and gas field, located in the territory of the Republic of Sakha (Yakutia). Analyzed permeability and porosity and acoustic properties of rocks. Considered justified and the main directions of further studies of reservoir rocks during the design seismic surveys 3D. Particular attention is paid to the issue of predicting reservoir properties and deposits talahskogo hamakinskogo horizons based on the properties of the wave field. Keywords: Tympuchikanskoye field, 3D seismic prospecting, Talakhsky horizon, Khamakinsky horizon, structure of reservoirs of terrigenous deposits, depositional conditions, post-sedimentation reconversions, petrophysical properties of sand and aleurolite rocks, acoustic logging.
References:
1. Geologiya Yakutskoi ASSR (Geology of Yakut Autonomous Soviet Socialist Republic). - Moscow: Nedra, 1981.
2. Gurova T.I., Chernova L.S. Litologiya i usloviya formirovaniya rezervuarov nefti i gaza Sibirskoi platformy (Lithology and conditions for formation of oil and gas reservoirs of Siberian plate). - Moscow: Nedra, 1988.
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 3 март 2014
23
ГЕОЛОГИЯ
УДК 553.98
О.В. Ивченко, научный сотрудник, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», e-mail:O_Ivchenko@vniigaz.gazprom.ru
зависимость удельной продуктивности скважин от их фациальной принадлежности и засолонения коллекторов на примере ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения
В работе изучена зависимость коэффициента удельной продуктивности терригенных коллекторов ботуобинского горизонта от их фациальной принадлежности. определены фации с наилучшими фильтрацион-но-емкостными свойствами. оценена зависимость засолонения порового пространства пород-коллекторов от удельной продуктивности скважин, по этим данным выделено два типа пород-коллекторов.
ключевые слова: коэффициент удельной продуктивности, фациаль-ная принадлежность коллекторов, фильтрационно-емкостные свойства, засолонение порового пространства.
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на юго-западе Республики Саха (Якутия) в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы. Открыто месторождение в 1980 г. В тектоническом плане Чаяндинское месторождение расположено в северо-восточной части Пеледуйского свода в пределах одноименной Непско-Бо-туобинской антеклизы и приурочено к ловушке неантиклинального типа. Наличие ловушки связано с зоной регионального выклинивания коллекторов венда вверх по восстанию пластов в сторону Пеледуйского свода. Мощность осадочного чехла месторождения изменяется от 1600 м на юго-западе до 2020 м на северо-востоке. Разрез представлен терригенными отложениями четвертичного возраста и нижней юры, карбонатно-галогенной толщей среднего и нижнего отделов кембрия и карбонатно-терригенными отложениями венда. Также особенностями Чаяндинского месторождения являются очень низкие термобарические характеристики, пластовая температура равна 90, давление - 13 МПа, выявлено наличие траппового магматизма и присутствие солей галита
в качестве цементирующего материала породы.
Промышленная нефтегазоносность Чаяндинского месторождения связана с вендским нефтегазоносным комплексом. Залежи нефти и газа выявлены в ботуобинском,хамакинском и талах-ском продуктивных горизонтах венда. В единичных скважинах получены притоки газа из вилючанского горизонта. Запасы нефти Чаяндинского нефтегазо-конденсатного месторождения приурочены к ботуобинскому продуктивному горизонту, который, в частности, и будет рассмотрен в данной статье. Залежь ботуобинского горизонта приурочена к головной сводовой части крупной песчаниковой линзы, вытянутой с юго-запада на северо-восток Непско-Ботуобинской антеклизы. Тектоническим нарушением залежь разбита на два гидродинамически изолированных блока: северный и южный. Глубина залегания кровли горизонта - от 1419 м на юге и до 1914 м на севере месторождения.
По типу залежи ботуобинского горизонта являются в основном газокон-денсатными с нефтяными оторочками. Оторочки вытянуты по площади и очень
небольшие по толщине (до 12 м), двухконтактные.
Общая толщина горизонта изменяется от 0 до 40 м. В пределах Чаяндинского месторождения горизонт выклинивается в южном,восточном и западном направлениях и только в северном направлении имеет распространение. Горизонт достаточно однородный по составу. Он сложен светло-серыми, коричневато-серыми и коричневыми песчаниками преимущественно кварцевого состава. По основной части зоны распространения горизонта содержание полевых шпатов небольшое (10-20%) и редко превышает 25%. В зонах малых толщин горизонта (в зонах выклинивания) содержание полевых шпатов возрастает до 25%. В подошвенной части горизонта встречаются пропластки аргиллитов и алевролитов в основном толщиной от нескольких миллиметров до сантиметров. В ряде скважин песчаники нижней части ботуобинского горизонта замещаются переслаиванием аргиллитов, песчаников и алевролитов. Песчаники - от мелко- до среднезер-нистых, массивные, плотные, крепкие, иногда рыхлые, изредка горизонтально-слоистые, хорошо отсортированные.
24
№ 3 март 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
Рис. 1. Схема приливно-отливного побережья
Алевролиты - серые, зеленовато-серые, крепкие, плотные, иногда с прослоями аргиллита. Аргиллиты - от светло-зеленых до черных, плотные, крепкие, горизонтально-слоистые. На первом этапе выполнения работы была поставлена задача построения литолого-фациальной модели вендских отложений северо-восточного участка Чаяндинского месторождения, для чего был выполнен литолого-фациальный анализ, базирующийся на комплексе существующих методических приемов как российских, так и зарубежных исследователей [2, 3, 5, 6, 8, 9, 10]. В качестве основных были использованы разрезы скважин № 321-40 и 321-41, пробуренных на краевых частях нефтяной оторочки северного блока ботуобинского горизонта сравнительно недавно, в 2009-2010 гг., и наиболее охарактеризованных керновым материалом. При анализе данных использовались результаты изучения кернового материала, выполненные Центром исследований нефтегазовых пластовых систем и технологического моделирования ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Литолого-фациальные исследования основывалось на трех методических приемах:
• принцип Головкинского - Вальтера (последовательность наслоения фа-циальных осадков в разрезе отражает закономерности их распределения по латерали);
• метод «исключения», который позволяет из нескольких вариантов возможного образования отложений, обладающих близкими первичными признаками, исключить наименее вероятные для данной палеогеографической обстановки;
• диагностика генезиса песчаных тел совместно с анализом толщин самих тел и перекрывающих их глинистых толщ. Согласно изложенным выше методическим приемам, на первом этапе проводился фациальный анализ:
• расчленение разрезов на фации, восстановление соответствующих им осадочных процессов;
• выбор советующей модели формирования продуктивных отложений;
• группирование близких по литологи-ческому составу фаций в микрофации,
соответствующих выбранным обстанов-кам осадконакопления. На втором этапе проводилось литоло-го-фациальное моделирование:
• выделение объемов фациальных серий и определение поверхностей фациальных несогласий;
• построение моделей выделенных фациальных серий путем картирования. В итоге основной моделью формирования продуктивных горизонтов Чаян-
динского месторождения была принята принципиальная схема формирования отложений на приливно-отливном побережье (рис. 1) [2, 3, 5, 6, 8, 9, 10]. В разрезе верхнепаршинской и нижне-бюкской подсвит выделено несколько фациальных комплексов: элювиальный, литоральный и сублиторальный. К элювиальному комплексу отнесены осадочные отложения, несущие следы субаэральной переработки.
Рис. 2. Схема фациального районирования части северного блока ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 3 март 2014
25
