CC BY
32ГЕОЛОГИЯ
УДК 622.276.03:553.98 (571)
Ю.М. Чуриков1, e-mail: [email protected] 1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия).
Закономерности изменения граничных значений фильтрационно-емкостных свойств продуктивных коллекторов вендских отложений месторождений газотранспортной системы «Сила Сибири» в зависимости от глубины залегания и фациальной принадлежности отложений
Выделение коллекторов сложнопостроенных отложений венда малоизученных месторождений Восточной Сибири связано с использованием граничных значений фильтрационно-емкостных свойств, установленных с учетом данных, полученных в результате исследований соседних крупных месторождений региона. Существуют различные подходы к обоснованию граничных значений фильтрационно-емкостных свойств, которые необходимо стандартизировать в целях получения возможности их обобщения. Наиболее оптимальным методом обоснования с использованием керновых данных для газонасыщенных коллекторов является сопоставление с эффективной пористостью при учете граничных значений этого параметра.
В статье представлены результаты определения граничных значений фильтрационно-емкостных свойств на основе граничных значений эффективной пористости, установленных по сопоставлениям с относительной проницаемостью, для коллекторов вендских отложений Чаяндинского, Тас-Юряхского, Верхневилючанского нефтегазоконденсатных и Ковыктинского газоконденсатного месторождений, входящих в газотранспортную систему «Сила Сибири». Чрезвычайно низкие граничные величины пористости для засолоненных пород, полученные в результате проведенных расчетов, объясняются особенностями заполнения солью порового пространства, при котором отложение соли происходит в первую очередь в тупиковых и боковых частях, где фильтрация пластового флюида отсутствует либо замедлена. В то же время часто остаются свободными каналы, где фильтрация происходила наиболее интенсивно. На основе обобщения этих данных и анализа фациальной принадлежности для ботуобинского, хамакинского, талахского, юряхского, харыстанского, вилючанского и парфеновского продуктивных горизонтов венда Ангаро-Ленского, Непско-Ботуобинского и Предпатомского фациальных районов впервые установлены единые зависимости изменения граничных значений фильтрационно-емкостных свойств от глубины залегания. Применение данных зависимостей целесообразно при выделении коллекторов для вендских отложений малоизученных месторождений с учетом литофациального районирования.
Ключевые слова: «Сила Сибири», граничные значения фильтрационно-емкостных свойств, вендское отложение, литофа-циальное районирование, эффективная пористость.
Yu.M. Churikov1, e-mail: [email protected]
1 Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russia).
Regularities of Changes in the Cutoff Values of Formation Reservoir Properties of Productive Reservoirs of Vendian Deposits of the "Power Of Siberia" Gas Transmission System, Depending on the Depth and Facies of Sediments
Reservoir quality discrimination of complex Vendian deposits of little-studied fields in Eastern Siberia is associated with the use of cutoff values of reservoir properties, which were established taking into account the data obtained as a result of studies of neighboring large fields in the region. There are various approaches to the estimation of the cutoff values
GEOLOGY
of reservoir properties, which must be standardized in order to be able to generalize them. The most optimal method of estimation using core data for gas-saturated reservoirs is a comparison with effective porosity, taking into account the cutoff values of this parameter.
The article presents the results of estimation the cutoff values of reservoir properties based on the cutoff values of the effective porosity, established by comparison with the relative permeability, for the Vendian sediments of the Chayandinskoe, Tas-Yuryakhskoe, Verkhnevilyuchanskoe oil and gas condensate fields and Kovyktinskoe gas codencate field, which are included in the gas transportation system «The Power of Siberia».
Extremely low porosity cutoff values for saline rocks, obtained as a result of calculations, are explained by the peculiarities of filling the pore space with salt, at which salt deposition occurs primarily in dead-end and side parts where filtration of the formation fluid is absent or slowed down. At the same time, free channels often remain where filtering is most intense. For the first time, unified dependences of the change in the boundary values of reservoir properties on the depth of occurrence based on the generalization of these data and the analysis of the facies for the Botuobinsky, Khamakinsky, Talakhsky, Yuryakhsky, Kharystansky, Vilyuchansky and Parfenovsky Vendian production horizons of the Angaro-Lensky, Nepsko-Botuobinsky and Pre-Patomsky facies districts. The use of these dependencies is advisable when allocating reservoirs for Vendian deposits of poorly explored deposits, taking into account litofacial zoning.
Keywords: «The Power of Siberia», cutoff values of reservoir properties, Vendian deposit, lithofacies zoning, porosity effectiveness.
На ближайшие годы запланирован ввод в эксплуатацию основных объектов газотранспортной системы (ГТС) «Сила Сибири» - Чаяндинского нефтегазокон-денсатного (НГКМ) и Ковыктинского га-зоконденсатного (ГКМ) месторождений. В связи с этим возрастает актуальность изучения продуктивных отложений венда, в которых сосредоточены основные запасы углеводородов месторождений ГТС (рис. 1), в т. ч. входящих в ближний радиус ГТС перспективных объектов -Тас-Юряхского и Верхневилючанского НГКМ. Большой объем накопленной геолого-геофизической информации по месторождениям ГТС представляет возможность ее обобщения и установления общих закономерностей для коллекторов венд-кембрийских отложений. При этом одной из важных задач представляется разработка единого алгоритма выделения коллекторов вендских отложений по данным ГИС на основе анализа накопленной базы керновых исследований.
Выделение в разрезе вендских сложно-построенных терригенных отложений пластов коллекторов не всегда является простой задачей [1-4]. В ряде случаев признаки проникновения фильтрата бурового раствора в пласт (прямые
I Лицензионный участок ПАО «Газпром» License block of the Gazprom PJSC Месторождения углеводородов Hydrocarbon reservoirs
- Буферная зона 50 км газопровода «Сила Сибири»
Buffer zone of the pipeline "The Power of Siberia" section whose length is 50 km
Административные границы субъектов РФ Administrative boundary lines of the territorial subjects of the Russian Federation
- Границы нефтегазоносной провинции
Boundary lines of the oil-and-gas province
- Границы нефтегазоносной области
Boundary lines of the oil-and-gas bearing area
Рис. 1. Обзорная карта района работ Fig. 1. Work area overview map
Ссылка для цитирования (for citation):
Чуриков Ю.М. Закономерности изменения граничных значений фильтрационно-емкостных свойств продуктивных коллекторов вендских отложений месторождений газотранспортной системы «Сила Сибири» в зависимости от глубины залегания и фациальной принадлежности отложений // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 6. C. 12-33.
Churikov Yu.M. Regularities of Changes in the Cutoff Values of Formation Reservoir Properties of Productive Reservoirs of Vendian Deposits of the «Power Of Siberia» Gas Transmission System, Depending on the Depth and Facies of Sediments. Territorija «NEFTEGAS» [Oil and Gas Territory]. 2019;6:12-33. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 6 June 2019
13
ГЕОЛОГИЯ
признаки коллектора) отсутствуют или выражены слабо. Поэтому существует необходимость установления и использования граничных значений фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) как критерия выделения сложных коллекторов.
ФАЦИАЛЬНЫЕ ОБСТАНОВКИ ФОРМИРОВАНИЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ ВЕНД-КЕМБРИЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
Для установления закономерностей изменения граничных значений ФЕС коллекторов венд-кембрийского возраста были рассмотрены фациальные обстановки их формирования и геологические условия залегания [1-6]. Месторождения, входящие в газотранспортную систему (ГТС) «Сила Сибири», по схеме фациального районирования
вендских отложений относятся к Анга-ро-Ленскому, Непско-Ботуобинскому и Предпатомскому фациальным районам, входящим в Тунгусский фациаль-ный регион (рис. 2). При анализе данных были рассмотрены следующие горизонты:
• ботуобинский Чаяндинского и Тас-Юряхского НГКМ (Ботуобинская и Нюй-ская фациальные зоны);
• хамакинский Чаяндинского НГКМ (Нюйская фациальная зона);
• талахский Чаяндинского и Тас-Юрях-ского НГКМ (Ботуобинская и Нюйская фациальные зоны);
• юряхский Верхневилючанского НГКМ (пласты Ю-1 и Ю-П, Вилючанская фаци-альная зона);
• харыстанский и вилючанский Верхневилючанского НГКМ (Вилючанская фациальная зона);
• парфеновский Ковыктинского ГКМ, в т. ч. для Хандинского участка (Ийско-Жигаловская фациальная зона).
Геологические условия залегания продуктивных горизонтов, содержащих основные запасы газа месторождений ГТС, представлены в табл. 1. Глубины залегания терригенных отложений увеличиваются от Чаяндинского НГКМ (1321-1979 м) к Тас-Юряхскому НГКМ (1908-1996 м), Верхневилючан-скому НГКМ (2100-2500 м) и Ковыктин-скому ГКМ (2840-3320 м). С глубиной увеличиваются и значения пластовых давлений, имеющих значения ниже гидростатического с разным коэффициентом аномальности. Коэффициент аномального пластового давления (АНПД) Чаяндинского НГКМ составляет для ботуобинского гори-
Границы: 1 - Сибирской платформы; 2 - распространения вендских отложений; 3 - фациальных регионов; 4 - фациальных районов; 5 - фациальных зон; 6 - индексы фациальных регионов, районов, зон; 7 - типовые скважины; 8 - города; 9 - речная сеть; 10 - территория исследования; 11 - линия стратиграфического разреза.
Скважины: 1 - Ковинская 1; 2 - Шамановская 10; 3 - Иркутская 1; 4 - Агалеевская 4; 5 - Оленчиминская 152; 6 - Оморинская 7; 7 - Ванаварская 1; 8 - Колымовская 139; 9 - Шушукская 1; 10 - Моктаконская 3; 11 - Сухотунгусская 3; 12 - Марковская 23; 13 - Усть-Икская 186; 14 - Давачинская 225; 15 - Батырская 1; 16 - Среднеботуобинская 10; 17 - Паршинская 1; 18 -Верхневилючанская 602; 19 - Усть-Бирюкская 2; 20 - Синская 1; 21 - Полбанская 1; 22 - Ледянская 258; 23 - Мархинская 1-0; 24 - Бурская 3410
Boundary lines of: 1 - the Siberian plateau; 2 - Vendian sediments; 3 - facial regions; 4 - facial areas; 5 - facial zones; 6 - indices of facial regions, areas, zones; 7 - typical wells; 8 - towns; 9 - river net; 10 - studied territory; 11 - line of the stratigraphic succession
Wells: 1 - Kovinskaya 1; 2 - Shamanovskaya 10; 3 - Irkutskaya 1; 4 - Agaleyevskaya 4; 5 - Olenchiminskaya 152; 6 - Omorinskaya 7; 7 - Vanavarskaya 1; 8 - Kolymovskaya 139; 9 - Shushukskaya 1; 10 - Moktakonskaya 3; 11 - Sukhotungusskaya 3; 12 - Markovskaya 23; 13 - Ust»-Ikskaya 186; 14 - Davachinskaya 225; 15 - Batyrskaya 1; 16 - Srednebotuobinskaya 10; 17 -Parshinskaya 1; 18 - Verkhnevilyuchanskaya 602; 19 - Ust»-Biryukskaya 2; 20 - Sinskaya 1; 21 - Polbanskaya 1; 22 - Ledyanskaya 258; 23 - Markhinskaya 1-0; 24 - Burskaya 3410
Фациальные регионы,районы,зоны Facial regions, areas, zones
1. Тунгусский регион 2. Анабаро-Майский регион
Tungussky region Anabaro-Maysky region
1.1. Саянский район 1.6.1. Бахтинская зона 2.1. Игаро-Анабарский
Sayansky area Bakhtinskaya zone район
1.1.1. Бирюсинская зона 1.6.2. Туруханская зона Igaro-Anabarsky area
Biryusinskaya zone Turukhanskaya zone 2.1.1. Норильская зона
1.1.2. Мотско-Ийская зона 1.7. Непско-Ботуобинский район Noril'skaya zone
Motsko-Iyskaya zone Nepsko-Botuobinsky area 2.1.2. Игарская зона
1.2. Ангаро-Ленский район 1.7.1. Приленско-Непская зона Igarskaya zone
Angaro-Lensky area Prilensko-Nepskaya zone 2.1.3. Аянская зона
1.2.1. Ковинская зона 1.7.2. Гаженская зона Ayanskaya zone
Kovinskaya zone Gazhenskaya zone 2.1.4. Восточно-Анабарская
1.2.2. Ийско-Жигаловская зона 1.7.3. Ербогаченская зона зона
Iysko-Zhigalovskaya zone Erbogachenskaya zone East-Anabarskaya zone
1.2.3. Иркутская зона 1.7.4. Сюгджерская зона 2.2. Оленекский район
Irkutskaya zone Sugdzherskaya zone Oleneksky area
1.3. Нижнеангарский район 1.7.5. Ботуобинская зона 2.2.1. Лено-Анабарская зона
Nizhneangarsky area Botuobinskaya zone Leno-Anabarsky zone
1.3.1. Имбинская зона 1.8. Предпатомский район 2.2.2. Хорбусуонская зона
Imbinskaya zone Pre-Patomsky area Khorbusuonsky zone
1.3.2. Агалеевская зона 1.8.1. Нюйская зона 2.3. Якутско-Майский район
Agaleyevskaya zone Nyuiskaya zone Yakutsko-Maisky area
1.4. Предъенисейский район 1.8.2. Вилючанская зона 2.3.1. Уордахская зона
Pre-Eniseiskaya area Vilyuchanskaya zone Uordakhskaya zone
1.4.1. Оленчиминская зона 1.8.3. Березовская зона 2.3.2. Аимская зона
Olenchiminskaya zone Berezovskaya zone Aimskaya zone
1.4.2. Оморинская зона 1.8.4. Синская зона 2.3.3. Аллах-Юньская зона
Omorinskaya zone Sinskaya zone Allakh-Yun'skaya zone
1.5. Байкитско-Катангский район 1.9. Байкало-Патомский район 2.3.4. Суордахская зона
Baykitsko-Katangsky area Baikalo-Patomsky area Suordakhskaya zone
1.5.1. Тайгинская зона 1.9.1. Прибайкальская зона
Tayginskaya zone Pribaikal'skaya zone
1.5.2. Собинская зона 1.9.2. Чая-Миньская зона
Sobinskaya zone Chaya-Min'skaya zone
1.5.3. Кординская зона 1.9.3. Витимо-Чарская зона
Kordinskaya zone Vitimo-Charskaya zone
1.6. Турухано-Бахтинский район
Turukhano-Bakhtinsky area
Рис. 2. Схема литолого-фациального районирования вендских отложений юга Сибирской платформы [1] Fig. 2. Scheme of lithofacial zoning of Vendian deposits of the south of the Siberian platform [1]
(Продолжение рис. 2 на с. ??)
ИМП0РТ03АМЕЩЕНИЕ
5-я международная специализированная выставка
По распоряжению:
ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
у 10-12 сентября 2019 года
Москва, Крокус Экспо
Продвижение российских товаров и услуг на международный рынок
Г\ 7! Расширение межрегионального [/' сотрудничества
Внедрение в производство отечественных научных достижении и разработок
Подготовка профессиональных кадров для промышленной отрасли
Организатор:
Щ Крокус Экспо 10
Международный выставочный центр www.imzam-expc.ru I ¿+
ГЕОЛОГИЯ
(Продолжение рис. 2. Начало на с. ??)
ОБЩАЯ ШКАЛА COMMON SCALE
РЕГИОНАЛЬНАЯ ШКАЛА REGIONAL SCALE
ТУНГУССКИМ РЕГИОН TUNGUSSKY REGION
АНГАРО-ЛЕНСКИИ РАЙОН ANGARO-LENSKY AREA 1.2
Ийско-Жигаловскаязона Iysko-Zhigalovskaya zone
1.2.2
Шамановская скв. 10 Shamanovskaya well 10
Б
НЕПСКО-БОТУОБИНСКИИ РАЙОН NEPSKO-BOTUOBINSKY AREA 1.7
Приленско-Непскаязона Prilensko-Nepskaya zone
1.7.1
Марковская скв. 23 Markovskaya well 23
Б
Тэтэрская свита Teterskaya suite
Доломиты, доломиты известковистые, доломито-ангидриты, прослои мергелей, песчаников
Dolomites, calcareous dolomites, dolomites-anhydrites, interlayers of marls, sandstones
Тэтэрская свита Teterskaya suite
Доломиты, известковистые доломиты серые, прослои ангидритов, мергелей Dolomites, calcareous gray dolomites, interlayers of anhydrites, marls
2150-2227 м (m)
60-70 м (m)
2270-2342 м(m)
55-80 м (m)
Собинская свита Sobinskaya suite
Доломиты, доломиты ангидритистые серые, коричневые, прослои доломитов
глинистых, ангидритов Dolomites, anhydriteous gray and brown dolomites, interlayers of argilliferous dolomites, anhydrites
Собинская свита Sobinskaya suite
Доломиты, доломиты ангидритистые, глинистые, прослои ангидритов, мергелей Dolomites, anhydriteous, argilliferous dolomites, interlayers of anhydrites, marls
2227-2377 м (m)
М,
140-170 м (m)
2342-2424 м (m)
65-80 м (m)
Катангская свита Katangskaya suite
Доломиты глинистые, ангидритистые, мергели доломитовые серые, прослои аргиллитов, алевролитов Argilliferous. anhydriteous dolomites, gray dolomitic marls, interlayers of argillites, aleurolites
2377-2478 м (m)
-140 м (m)
Преображенская пачка Preobrazhenskaya unit
Доломиты серые, прослои доломитов ангидритистых Gray dolomites, interlayers of anhydriteous dolomites
2478-2507 м (m)
25-45 м (m)
Верхняя подсвита Upper subunit
Песчаники серые, битуминозные. В основании часто конгломераты (Парфеновская пачка), в кровле - прослои доломитов, алевролитов Bituminous gray sandstone. At the base are often conglomerates (Parfenovskaya unit), in the roof - interlayers of dolomites, aleurolites
2507-2530 м (m)
15-65 м (m)
Нижняя подсвита Lower subsuite
Алевролиты, аргиллиты серые, коричневатые, зеленовато-серые. В основании и средней части - песчаники серые (боханская и шамановская пачки) Aaleurolites, gray, brownish, greenish-gray argillites. There are gray sandstones (Bokhanskaya and Shamanovskaya units) in the base and in the middle part
2530-2690 м(m)
0-180 м (m)
<,(V)
Доломиты глинистые, доломиты, мергели доломитовые, долом ито-
ангидриты серые Argilliferous dolomites, dolomites, dolomitic marls, gray dolomites-anhydrites
2424-2487 м (m)
65-80 м (m)
Преображенская пачка (пласт) Preobrazhenskaya unit (deposit)
Доломиты серые, коричневые, микрофитолиты Gray, brown dolomites, microphytolites
2487-2505 м (m)
H
15-20 м (m)
Тирскаясвита Tirskaya suite
Доломиты, глинисто-сульфатно-доломитовые породы серые, на ряде участков в
основании песчаники (Парфеновский пласт) Dolomites, argilliferous-sulphate-dolomitic gray rocks, in a number of areas there are sandstones at the base (Parfenovsky deposit)
2505-2557 м (m)
10-75 м (m)
Песчаники серые, мелко-среднезернистые, кварцевые Sandstones are gray, fine-medium-grained, quartz
0-20 м (m)
Верхняя подсвита Upper subsuite
Аргиллиты, алевролиты серые. В основании - серые песчаники
(Марковский, Ярактинский пласты,пласт Чн-I) Argillites, gray aaleurolites. There are gray sandstones in the base (Markovskiy, Yaraktinsky layer, layer Chn-I)
2557-2613 м (m)
30-
0 м (m)
Нижняя подсвита Lower subsuite
Аргиллиты, алевролиты. В основании - песчаники серые (пласт Чн-II) Argillites, aleurolites. There are gray sandstones in the base (layer Chn-lI)
2613-2653 м (m)
Забой forehead 0-70 м ( ь)
ПОДСТИЛАЮЩИЕ ОТЛОЖЕНИЯ UNDERLYING DEPOSITS
2690-1886 м (m)
Тыптинская свита Typtinskaya suite
Фундамент Basement
М
М
М к
Мпп
Ф
□ Терригенные I I Глинистые I I Карбонатно-глинистые I I Карбонатные I I Сульфатно-карбонатные I I i Terrigenous I_I Argilliferous I_I Carbonate-argillaceous I_I Carbonaceous I_I Sulfate carbonate I_I Saliferous -carbonate
16
№ 6 июнь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
ТУНГУССКИИ РЕГИОН TUNGUSSKY REGION
НЕПСКО-БОТУОБИНСКИИ РАЙОН NEPSKO-BOTUOBINSKY AREA 1.7
ПРЕДПАТОМСКИИ РАЙОН PRE-PATOMSKY AREA 1.8
Ботуобинская зона Botuobinskaya zone
1.7.5
Доломиты, доломиты известковые, доломиты глинистые, прослои мергелей,аргиллитов Dolomites, calcareous dolomites, argilliferous dolomites, interlayers of marls, a rgillites
Среднеботуобинская скв. 10 Srednebotuobinskaya well 10
Нюйская зона Nyuiskaya zone
1.8.1
Мухтуйская скв. 758 (инт. 1118-1946 м), Парши нская скв. 1 (инт. 1265-2452 м)
Mukhtuiskaya well 758 (interval 1118-1946 m), Parshinskaya well 1 (interval 1265-2452 m)
Вилючанская зона Vilyuchanskaya zone
1.8.2
Верхневилючанская скв. 602 Verkhnevilyuchanskaya well 602
Верхняя подсвита Upper subsuite
Доломиты, прослои мергелей доломитовых, аргиллитов Dolomites, interlayers of dolomitic marls, a rgillites
1539-1582 м (m)
45-65 м (m)
Нижняя подсвита Lower subsuite
Доломиты, известняки серые, прослои доломитов глинистых Dolomites, gray limestones, interlayers of argilliferous dolomites
1582-1602 м (m)
15-35 м (m)
Верхняя подсвита Upper subsuite
Доломиты известковистые, доломиты, доломиты глинистые, серые прослои мергелей доломитовых, аргиллитов Calcareous dolomites, dolomites, argilliferous dolomites, gray interlayers of dolomite marls, a rgillites
1118-1201 м (m)
40-80 м (m) 1605-1677 м (m)
45-85 м (m)
Нижняя подсвита Lower subsuite
Известняки серые, прослои глинистых доломитов Gray limestones, interlayers of argilliferous dolomites
1201-1226 м (m)
20-25 м (m) 1677-1703 м (m)
20-30 м (m)
Кудулахская свита Kudulakhskaya suite
Доломиты, доломиты глинистые ангидритистые серые, прослои мергелей доломитовых, аргиллитов Dolomites, argilliferous anhydriteous gray dolomites, interlayers of dolomitic marls, argillites
Кудулахская свита Kudulakhskaya suite
Доломиты, доломиты глинистые, известняки, мергели доломитовые серые, прослои аргиллитов Dolomites, argilliferous dolomites, limestones, dolomitic gray marls, interlayers of a rgillites
1602-1706 м (m)
100-110 м (m)
1226-1384 м (m)
115-160 м (m) 1703-1840 м (m)
130-160 м (m)
Успунская свита Uspunskaya suite
Доломиты глинистые, доломиты, мергели, прослои доломитов ангидритистых, аргиллитов Argilliferous dolomites, dolomites, marls, interlayers of anhydriteous dolomites, a rgillites
Успунская свита Uspunskaya suite
Доломиты глинистые, мергели доломитовые, аргиллиты серые, прослои доломитов Argilliferous dolomites, dolomitic marls, gray a rgillites, interlayers of dolomites
1706-1800 м (m)
TTTTTT1
85-100 м (m)
1384-1510 м (m)
85-125 м (m)
1840-1960 м (m)
105-150 м (m)
TTTTTT
Аянская пачка Ayanskaya unit
Доломиты, ангидрито-доломиты серые, прослои мергелей доломитовых Dolomites, gray anhydrites-dolomites, interlayers of dolomitic marls
Верхняя подсвита Upper subsuite
Доломиты, ангидрито-доломиты, мергели доломитовые серые, в нижней части - прослои песчаников, в подошве -строматолитовые доломиты, ангидрито-доломиты Dolomites, anhydrites-dolomites, dolomitic gray marls, in lower part - interlayers of sandstones, in bottom layer - stromatolithic dolomites, anhydrites-dolomites
1510-1780 м (m)
30-270 м (m) 1960-2100 м (m)
115-160 м (m)
Торсальская пачка Torsal'skaya unit
Каменные соли серые, прослои глинистых доломитов, аргиллитов Gray salt rocks, interlayers of argilliferous dolomites, a rgillites
1780-1818 м (m)
20-35 м (m) 2100-2148 м (m)
15-50 м (m)
Телгеспитская пачка Telgespitskaya unit
Доломиты, ангидрито-доломиты серые, прослои ангидритов, доломитовых мергелей, аргиллитов Dolomites, gray anhydrites-dolomites, interlayers of anhydrites, dolomitic marls, a rgillites
1800-1900 м (m)
85-130 м (m)
1818-1918 м (m)
50-70 м (m)
Нижняя подсвита (ботуобинская) Lower subsuite (botuobinskaya)
Песчаники кварцевые, серые (Ботуобинский пласт) Quartz, gray sandstones (Botuobinsky layer)
Нижняя подсвита (ботуобинская) Lower subsuite (botuobinskaya)
Алевролиты, аргиллиты серые, в подошве - песчаники (Ботуобинский пласт) Aleurolites, gray a rgillites, sandstones in the bottom (Botuobinsky layer)
1900-1904 м (m)
5-30 м (m)
1918-1946 м (m)
6-30 м (m) 2204-2254 м (m)
КВ
5-50 м (m)
Верхняя подсвита Upper subsuite
Мергели доломитовые, в основании - песчаники (Хамакинский пласт) Dolomitic marls, there are sandtones in the base (Khamakinsky layer)
Харыстанскаясвита Kharystanskaya suite
Аргиллиты, алевролиты, мергели, песчаники серые (Харыстанский пласт) Argillites, aleurolites, marls, gray sandstones (Kharystansky layer)
1265-1632 м (m)
455-467 м (m)
2254-2298 м (m)
20-70 м (m)
Курсовская свита Kursovskaya suite
Аргиллиты, песчаники, алевролиты серые, редко пестроцветные. Песчаники находятся в средней (Улаханский пласт) и в нижней частях
свиты (Талахский пласт) Argillites, sandstones, gray aleurolites, rarely variegated. The sandstones are located in the middle (Ulakhansky layer) and in the lower parts of the suite (Talakhsky layer)
Нижняя подсвита Lower subsuite
Аргиллиты, алевролиты серые, темно-серые Argillites, gray, dark gray aleurolites
Ынахская свита Ynakhskaya suite
Аргиллиты, мергели доломитовые, доломиты глинистые, серые Argillites, dolomitic marls, argilliferous gray dolomites
2298-2366 м (m)
50-95 м (m)
Бесюряхская свита Besyuryahkskaya suite
Доломиты серые, прослои известняков, аргиллитов Gray dolomites, interlayers of limestones, a rgillites
1632-1744 м (m)
112 м (m) 2366-2469 м (m)
ТЛ
50-120 м (m)
Талахская свита Talakhskaya suite
Алевролиты, песчаники пестроцветные, прослои аргиллитов. В основании - гравелиты, песчаники мелкогалечные, конгломераты (Талахский пласт) Aleurolites, variegated sandstones, argillite interlayers. Gravelites, small-pebble sandstones, conglomerates in the base (Talakhsky layer)
1904-1976 м (m)
30-125 м (m)
1744-1906 м (m)
135-160 м (m)
2469-2577 м (m)
60-80 м (m)
Хоронохская свита Khoronokhskaya suite Бетинчинская свита (Вилючанский пласт) Betinchinskaya suite (Vilyuchansky layer)
0-67 м (m) 0-102 м (m)
1976-1990 м (m)
Забой Forehead
Фундамент Basement
2577-2630 м (m)
R0 - привязка и индексация отражающих горизонтов, по данным ПФ «Красноярскгеофизика», ОАО «Енисейгеофизика», АО «Иркутскгеофизика», АО «Якутскгеофизика». R0 - binding and indexing of reflecting horizons according to the Krasnoyarskgeofizika PC, Yeniseigeofizika OJSC, Irkutskgeofizika JSC, Yakutskgeofizika JSC.
КВ
Ф
R
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 6 June 2019
17
ГЕОЛОГИЯ
Таблица 1. Основные характеристики залегания продуктивных горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного, Тас-Юряхского нефтегазоконденсатного, Верхневилючанского нефтегазоконденсатного и Ковыктинского газоконденсатного месторождений Table 1. Key occurrence features of pay horizons in the oil-and gas condensate fields of Chayadinskoe, Tas-Yuryakhskoe, Verkhnevilyuchanskoe and in the Kovyktinskoe gas condensate field
Месторождение Field Продуктивный горизонт Producing horizon Глубина залегания, м Stratum depth Пластовое давление Япл, МПа Reservoir pressure Япл, MPa Температура пласта Гпл, °C Reservoir temperature гпл, °C Минерализация воды, г/л Mineralization, g/l
Чаяндинское Chayandinskoe Ботуобинский Botuobinsky 1419-1979 12,9-13,5 9-11 348,6
Хамакинский Khamakinsky 1321-1886 12,6-12,9 440,9
Талахский Talakhsky 1547-1885 11,5-12,1 381,5
Тас-Юряхское Tas-Yu ryakhskoe Ботуобинский Botuobinsky 1908-1996 14,1 12,5 322,0-389,0
Талахский Talakhsky 1945-1971 14,0 12,5
Верхневилючанское Verkhnevilyuchanskoe Юряхский Yuryakhsky 1570-1700 15,9 9 357-384
Харыстанский Kharystan 2100 17,1-18,6 14 360-380
Вилючанский Vilyuchansky 2500 17,5 17
Ковыктинское Kovyktinskoe Парфеновский Parfenovsky 2840-3320 25,4 56 344,0
зонта 0,85, для хамакинского- 0,80, для талахского - 0,73-0,75. Коэффициент АНПД парфеновского горизонта Ковыктинского НГКМ варьирует от 0,79 до 0,92, составляя в среднем 0,86.
Для продуктивных горизонтов Чаяндинского, Верхневилючанского и Тас-Юряхского НГКМ характерен низкотемпературный режим залегания: от 11,5 °С (талахский горизонт Чаяндинского НГКМ) до 18,6 °С (харыстанский горизонт Верхневилючанского НГКМ). Парфеновский горизонт Ковыктинского ГКМ залегает в условиях более высоких температур - до 56 °С. Минерализация пластовых вод горизонтов высокая и находится в близких пределах для рассматриваемых отложений, составляя 322-440 г/л. Таким образом, установлены в основном близкие условия залегания вендских отложений для рассматриваемых месторождений, определяемые в основном глубинами залегания.
Особенности формирования,основные минералогические и структурные характеристики рассматриваемых продуктивных горизонтов представлены в табл. 2. Исходя из анализа представ-
ленных данных можно сделать следующие выводы.
Формирование ботуобинского горизонта Чаяндинского и Тас-Юряхского НГКМ происходило в одинаковых фациальных условиях преимущественно баровых тел [3, 9-12], что определило схожесть минералогических и структурных характеристик при более высокой сортировке песчаного материала и, соответственно, лучших ФЕС отложений Тас-Юряхского НГКМ. Талахский горизонт Чаяндинского и Тас-Юряхского НГКМ также формировался в сходных условиях, подразумевающих частично континентальный генезиз [11, 12]. Для подошвенной части парфеновского горизонта также характерно наличие континентальных отложений, что очевидно из анализа основных условий формирования (табл. 2). При этом стратиграфически парфеновский горизонт принято считать аналогом ботуобинского. Для отложений венда всех рассматриваемых горизонтов характерно наличие множественных вторичных преобразований, таких как регенерация зерен кварца и сульфатизация и галитизация. Изучение особенностей юряхского горизонта Верхневилючанского НГКМ,
являющегося основным резервуаром углеводородов на месторождении, показало, что интенсивное развитие вторичных преобразований характерно и для карбонатных отложений кембрия.
АНАЛИЗ ГРАНИЧНЫХ ЗНАЧЕНИЙ
ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ
СВОЙСТВ
Анализ граничных значений ФЕС продуктивных горизонтов месторождений, входящих в ГТС «Сила Сибири», выполнялся на начальном этапе для каждого месторождения. Далее рассматривалась возможность установления обобщенных значений для выделенных укрупненных фациальных районов (Предпатомского, Непско-Ботуобин-ского и Ангаро-Ленского). Обоснование нижних пределов пористости и проницаемости коллекторов по керну осуществлялось экспериментально-расчетным методом, основанным на сопоставлении коэффициента эффективной пористости Кпэф с коэффициентами пористости и абсолютной газопроницаемости [5, 6]. Эффективная пористость характеризует наличие в породе пустотного пространства, свободного от остаточной воды,
ПРИ ПОДДЕРЖКЕ
ПРИ УЧАСТИИ
российской федвздц*
А МИНПРОМТОРГ ЛА. РОССИИ
'+А
РОССИЙСКИЙ ги
ЭКСПОРТНЫЙ ЦЕКТР / Ш
- /л<///
"А ЙЙ
Арргоуес^ «л. .су Еуегй
РМЭФ
Российский Международный Энергетический Форум
XXVI МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА
ЭНЕРГЕТИКА И ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
е|гйЗПР0М ® (Лп«!,™ >»||||»|
ЗвШШШ Ииявр™ (@>°а1УШ ГазТехВксп
ENERGYFORUM.RU
+7 (812) 240 40 40, доб. 2160,2168
ЁХРОКЖиМ
18+ >
КОНГРЕССНО-ВЫСТАВОЧНЫЙ ЦЕНТР
ЭКСПОФОРУМ
САНКТ-ПЕТЕРБУРГ ПЕТЕРБУРГСКОЕ ШОССЕ, 64/1
ГЕОЛОГИЯ
Таблица 2. Условия формирования, структурные и минералогические характеристики венд-кембрийских отложений, формирующих продуктивные
горизонты месторождений, входящих в газотранспортную систему «Сила Сибири»*
Table 2. Formation conditions, structural and mineralogical characteristics of Vendian-Cambrian deposits forming pay horizons of the fields, incorporated into the gas-transport system "The Power of Siberia"*
Месторождение Field Горизонт Horizon Основные фациальные обстановки Main facial enviroments Тип пород по гранулометрическому и литологическому составу Types of granulometric and sedimentary rocks Тип цемента Cement type Вторичные изменения Secondary changes Содержание классов коллекторов (по А.А. Ханину [15]), % Reservoir classes (by А.А. Khanin [15]), %
Тас-Юряхское нефтегазоконденсатное Tas-Yuryakhskoe oil and gas condensate Ботуобинский Botuobinsky Основную массу отложений можно отнести к фации бара (хорошо отсортированные песчаники) The bulk of deposits can be related to bar facies (well-sorted sands) Мелкозернистые, среднезернистые, хорошо сортированные песчаники. В нижней части пласта увеличивается содержание алевритового материала и песчаники замещаются песчанистыми алевролитами Fine- and mediumgrained quartz sandstone and arkoses with partings and aleurite interlayers. Argillite and aleurite stringers occur in oil horizon bottom Песчаники: • глинистый цемент (до 3 %, иногда до 13-20 %); • ангидритовый цемент (5 %, редко до 20 %); • карбонатный цемент (14 %). Иногда встречаются кварц-полевошпатовый и кварцевый регенерационный цементы (до 2,8 %). Алевролиты: • глинистый цемент (до 20 %); • карбонатный цемент (до 15 %); • ангидритовый цемент (до 15 %) Sandstones: • argillaceous cement (up to 3 %, at times, up to 13-20 %); • anhydrite cement (5 %, rarely, up to 20 %); • carbonate cement (14 %). Quatz-arkose and quartz-regeneration cements can be occasionally found (up to 2,8 %). Aleurites: • argillaceous cement (up to 20 %); • carbonate cement (up to15 %); • anhydrite cement (up to 15 %) • Сульфатизация; • галитизация песчаников; • регенерация • Sulphatisation; • salinization of sandstones; • regeneration I к ласс - 15,5; II класс - 13,3; III класс - 28,9; IV класс - 26,8; V класс - 6,2; VI класс - 8,8 1st class - 15.5; 2nd class - 13.3; 3d class - 28.9; 4th class - 26.8; 5th class - 6.2; 6th class - 8.8
Талахский Talakhsky Преобладали континентальный и прибрежно-морской режимы осадконакопления. Формирование горизонта происходило в период трансгрессии морского бассейна Continental and coastal sedimentation environments were prevalent. The horizon was being shaped during the period of water basin transgression Частое чередование плотных и проницаемых мелко-и среднезернистых песчаников. В подошвенной части встречаются гравелиты и брекчированные породы Alternation of tight and permeable fine-and medium-grained sandstones. Gravelites and breccia are abundantly found in the base Песчаники: • глинистый цемент для олигомиктовых песчаников. Содержание от 1,7 до 20 %. Преобладает гидрослюда; • карбонатный цемент для мономиктовых песчаников. Алевролиты: • глинистый материал (15-20 %). Гидрослюда пластинчатая, реже тонкочешуйчатая, каолинит чешуйчато-агрегатный Sandstones: • argillaceous cement for oligomict sands. The content - from 1.7 to 20 %. Illite is prevalent; • carbonate cement for monomict sandstones. Aleurites: • clayey material (15-20 %). Illite tabular, rarely fine-scaled, kaolin lamellar-aggregate Регенерация кварца и калишпатов Regeneration of crystalline silica and potassium feldspar I класс - 3,3; II класс - 8,1; III класс - 29,1; IV класс - 40,5; V класс - 15,6; VI класс - 3,5 1st class - 3.3; 2nd class - 8.1; 3d class - 29.1; 4th class - 40.5; 5th class - 15.6; 6th class - 3.5
GEOLOGY
! 2
Основные фациальные обстановки Main facial enviroments
Тип пород
по гранулометрическому и литологическому составу
Types of granulometric and sedimentary rocks
Тип цемента Cement type
Вторичные изменения Secondary changes
Содержание классов коллекторов (по А.А. Ханину [15]), %
Reservoir classes (by A.A. Khanin [15]), %
H
'i -и
Пласт Ю-I: доломиты
и доломитизированные
известняки
Layer Yu-I:
dolomites and dolomite limestones
Пласт Ю-I:
• небольшая часть пор частично или полностью выполнена глинисто-органическим веществом или битумом, другие заполнители присутствуют гораздо реже;
• существенная часть микротрещин в нижней трети пласта выполнена ангидритом Layer Yu-I:
• a small part of pores partially or completely is made of argillaceous-organic matter
or bitumen, any other filling aggregates are rarely present;
• an essential part of microcracks in the lower third of the layer is made of anhydrite
Пласт Ю-I:
перекристаллизация доломита;
• доломитизация, кальцитизация
и перекристаллизация кальцита (в меньшей степени);
• сульфатизация (еще в меньшей степени)
Layer Yu-I:
• rejuvenation of dolomite crystals;
• dolomitisation, calcitization and rejuvenation of calcite crystals (to a lesser degree); sulphatisation (to a even lesser degree)
Пласт Ю-I:
I класс - 0,0;
II класс - 0,1;
III класс - 1,8;
IV класс - 20,6;
V класс - 24,7;
VI класс - 52,7 Layer Yu-I:
1st class - 0.0; 2nd class - 0.1; 3d class - 1.8; 4th class - 20.6; 5th class - 24.7; 6th class - 52.7
Осадконакопление происходило в мелководном морском бассейне с периодически изменяющейся соленостью и интенсивностью привноса глинистого материала Sediments were accumulating in shallow water of alternating salinity and intensity of clayey material infusion
Пласт Ю-II: доломиты микро-, тонкозернистые, иногда разнозернистые, неслоистые, массивные, в различной степени сульфатизированные, послойно глинистые, микрофитолитовые, в различной степени трещиноватые, локально засолоненные Layer Yu-II:
dolomites micro-, finegrained, in some cases anisomerous, unstratified, massive, to a variable degree sulphatizide, shale in layers, microphytolite, to a variable degree fractured, locally saline
Пласт Ю-II:
• значительная часть пор частично или полностью заполнена глинистым веществом или ангидритом. В глинистом материале преобладает гидрослюда.
В алевритовой фракции нерастворимой части пород доминирует кварц, в подчиненном количестве присутствуют полевые шпаты (10-15 %), спорадически в небольшом количестве встречаются слюды и обломки кремнистых пород Layer Yu-II:
• most of pores is partially or fully filled with a clayey substance or anhydrite. Illite is predominant in the clayey material. In the aleurite fraction of the stratum insoluble part quartz is predominant, second in quantity is fieldspars (10-15 %), mica and clint debris can be found spotted in trace amounts
Пласт Ю-II:
• единичные случаи сульфатизации, доломитизации
и перекристаллизации доломита;
• трещиноватость;
• засолонение Layer Yu-II:
• rare cases of sulphatisation, dolomitisation and rejuvenation of dolomite crystals;
• fracturing;
• salinization
Пласт Ю-II:
I к ласс - 0,0;
II класс - 0,0;
III класс - 0,1;
IV класс - 12,3;
V класс - 2 5,6;
VI класс - 61,9 Layer Yu-II: 1st class - 0.0; 2nd class - 0.0; 3d class - 0.1; 4th class - 12.3; 5th class - 25.6; 6th class - 61.9
(Продолжение таблицы 2 на с. ??)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 6 June 2019
21
ГЕОЛОГИЯ
(Продолжение таблицы 2. Начало на с. ??)
Месторождение Field Горизонт Horizon Основные фациальные обстановки Main facial enviroments Тип пород по гранулометрическому и литологическому составу Types of granulometric and sedimentary rocks Тип цемента Cement type Вторичные изменения Secondary changes Содержание классов коллекторов (по А.А. Ханину [15]), % Reservoir classes (by А.А. Khanin [15]), %
Верхневилючанское нефтегазоконденсатное Verkhnevilyuchanskoe oil and gas condensate Харыстанский Kharystan Небольшие колебания уровня палеоморя в период накопления песчаного материала вдоль береговой линии. Minor fluctuations of the paleosea level in the period of sand drift along the coastline Чередование песчаников мелко-, средне-, крупнозернистых, алевролитов крупнозернистых, иногда тонкослоистых, тонко- и микрослоистых аргиллитов. Пласты и пропластки аргиллитов разделяют песчаные пачки Alteration of sandstones fine-, medium-, coarsegrained, aleurites coarsegrained, thinly laminated at times, thinly-and microlaminated argillites. Layers and interlayers of argillites are separated with sand packs • Карбонатный; • ангидритовый; • глинистый. Содержание цемента в песчаных разностях в основном не превышает 10 % (в среднем 4-5 %) • Carbonate; • anhydride; • argillaceous. The cement content in sands in most cases does not exceed 10 % (on average 4-5 %) - I к ласс - 0,0; II класс - 0,6; III класс - 15,5; IV класс - 26,6; V класс - 14,2; VI класс - 43,0 1st class - 0.0; 2nd class - 0.6; 3d class - 15.5; 4th class - 26.6; 5th class - 14.2; 6th class - 43.0
Вилючанский Vilyuchansky - Песчаники преимущественно мелко- и средне-зернистые. В основании гравелиты слабо- и сред-несцементированные Sandstones are mainly fine-, medium-grained. Base gravelites are semi-and moderately-consolidated Цемент поровый, порово-пленочный, гидрослюдистый, иногда с каолинитом. В ряде случаев роль цемента выполняет регенерационный кварц Interstitial cement, porous-film, illite, sometimes with kaolin. In some cases regeneration quartz serves as cement Регенерация кварца Regeneration of crystalline silica I к ласс - 1,5; II класс - 7,6; III класс - 19,5; IV класс - 21,2; V класс - 18,9; VI класс - 30,6 1st class - 1.5; 2nd class - 7.6; 3d class - 19.5; 4th class - 21.2; 5th class - 18.9; 6th class - 30.6
Ковыктинское газоконденсатное Ковыктинское Kovyktinskoe gas condensate Парфеновский Parfenovsky Пласт П сформировался в условиях прибрежно-морской равнины и локализованных аллювиально-дельтовых палеопотоков. Постепенная смена обстановки осадконакопления от аллювиальных к приливно-отливным Layer P1 being formed in the environments of coastal plain and localized alluvial-deltaic paleostreams. Gradual changes of sedimentation conditions from alluvial to tidal Пласт П^ песчаники мелкозернистые, алевритистые до перехода в алевролиты, реже крупно-и среднезернистые с ритмичными прослоями алевролитов и аргиллитов Layer P}: sandstones fine-grained, aleuric before transformed into aleurites, rarely coarse-, and medium-grained with rythmic interlayers of aleurites and argillites • Первичный цемент глинистый, преимущественно хлоритовый пленочный и поровый; • вторичный цемент: преобладающий компонент - регенерационный кварц, а также пятнообразно распределенные доломит, ангидрит и гипс. В порах иногда присутствует гематит • Primary cement - argillaceous, predominantly chloritic, film and porous; • secondary cement: a predominant component -regeneration quartz, as well as spot-distributed dolomite, anhydrite and gypsum. Occasionally the pores contain haematite • Регенерация кварца; • интенсивная регенерация обломочных зерен. Вокруг зерен, помимо хлоритовой оболочки, встречается тонкая гематитовая оболочка • Regeneration of crystalline silica; • intensive regeneration of fragmental grains. Around the grains, in addition to the chloritic coat, there is a thin hematite coat I к ласс - 0,0; II класс - 0,0; III класс - 0,2; IV класс - 5,1; V класс - 11,5; VI класс - 83,1 1st class - 0.0; 2nd class - 0.0; 3d class - 0.2; 4th class - 5.1; 5th class - 11.5; 6th class - 83.1
Пласт П2: начал формироваться в континентальных условиях аллювиального генезиса. К завершению формирования пласта генезис менялся от аллювиального к аллювиально-дельтовым условиям и к переходному - прибрежно-морскому генезису Layer P2: started its formation in continental environments of alluvial genesis. Towards the end of the formation process the genesis has varied from alluvial to alluvial-deltaic and transitional - coastal genesis Пласт П2: песчаники крупно-, средне-, мелкозернистые до алевритистых с редкими ритмичными прос лоями алевролитов и аргиллитов Layer P2: sandstones coarse-, medium-, fine-grained to aleuric with occasional rythmic interlayers of aleurites and argillites Интенсивная аутигенная цементация, представленная в основном каемками хлорита и кварцевого регенерационного цемента Intense authigenic cementation, mainly represented with edges of chloride and quartz regeneration cement - I к ласс - 0,0; II класс - 0,3; III класс - 2,3; IV класс - 13,4; V класс - 19,7; VI класс - 64,4 1st class - 0.0; 2nd class - 0.3; 3d class - 2.3; 4th class - 13.4; 5th class - 19.7; 6th class - 64.4
Примечание: характеристики Ботуобинского, Талахского и Хамакинского горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения представлены в [15]
Notes: Characteristics of Botuobinsky, Talakhsky, and Khamakinsky horizons of the Chayandinskoe oil and gas condensate field are presented in [15].
GEOLOGY
Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon
Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon
Талахский горизонт TaLakhsky horizon
• • sV S
|+k • »
« •
- I
/
•
j
1 ,007 д ед.
C c utoff va oefficie lue of t nt = 0.0 e effec 07 unit tive po raction osity s
О ОСИ О OS 012 01« 02 02-1 028 Эффективная пористость (по капилляриметрии), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
Кпр отн = 1,15.0,983А(1/Кпэф)-0,1; КТС = 0,6; Пог = 0,6; N = 44 Coefficient of relative permeability = 1.15.0.983A(l/effective porosity coefficient)-0.1; correlation ratio criteria = 0.6; inaccuracy = 0.6; N = 44
0 0.04 0.0S 0.12 0.16 0.2 0.24 OJS Эффективная пористость (по капилляриметрии), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
Кпр отн = sqrt(2,02+1,2.Lg(K^); КТС = 0,28; Пог = 2,8; N = 212
Coefficient of reLative permeabiLity = sqrt (2.02+1.2.Lg(effective porosity coefficient); correlation ratio criteria = 0.28; inaccuracy = 2.8; N = 212
0 0,04 0,0$ 0,12 016 02 024 0,2$ Эффективная пористость (по капилляриметрии), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
Кпр отн = 15,0.КпЭф - 0,496; КТС = 0,01; Пог = 1,4; N = 208 Coefficient of reLative permeabiLity = 15.0.effective porosity coefficient - 0.496; correLation ratio criteria = 0.01; inaccuracy = 1.4; N = 208
о Песчаник засолоненный Saline sandstone
0 Песчаник мелкозернистый Fine-grained sandstone о Алевролит глинистый Argillaceous aleurolite
о Песчаник среднезернистый • Песчаник крупнозернистый Medium-grained sandstone Coarse-grained sandstone
• Песчаник глинистый О Гравелит Argillaceous sandstone Gravelstone
° Алевролит Aleurolite
а) a) 6)b) в) c)
Рис. 3. Определение граничных значений эффективной пористости по зависимости коэффициента эффективной пористости от относительной проницаемости горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения: а) ботуобинского; б) хамакинского; в) талахского Fig. 3. Estimation of the cutoff vaLues of the effective porosity based on the dependence of the effective porosity coefficient on the reLative permeabiLity of the horizons of the Chayandinskoe oiL and gas condensate fieLd: a) Botuobinsky; b) Khamakinsky; c) TaLakhsky
Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon
Талахский горизонт (средне- и крупнозернистый песчаники) TaLakhsky horizon (medium- and coarse-grained sandstones) 1
Талахский горизонт (глинистый песчаник, алевролит) Talakhsky horizon (argillaceous sandstone, aleurolite)
0 0.0« 00« 012 014 02 024 02«
Эффективная пористость (по центрифугированию), д. ед. Effective porosity by centrifugation, unit fractions
Кпр отн = 1,076 - 0,0163/(Кпэф - 0,012); КТС = 0; Пог = 2,3; N = 210 Coefficient of reLative permeabiLity = 1.076 - 0.0163/(effective porosity coefficient - 0.012); correLation ratio criteria = 0; inaccuracy = 2.3; N = 210
/
•
)
/
/
-
j
*
I
0 06
я№ coeffi value of cient = 0 е!^ eff .06 unit ctive fracti p o orosity s
О 0 04 008 0.12 016 0 2 0 24 0.28 Эффективная пористость (по центрифугированию), д. ед. Effective porosity by centrifugation, unit fractions
Кп отн = sqrt(1,195 - 0,0383)/(Кпэф)); КТС = 0; Пог = 0,35; N = 32
"Coefficient of reLative permeaabiLity = sqrt(1.195 - 0.0383/ (effective porosity coefficient)); correLation ratio criteria = 0; inaccuracy = 0.35; N = 32
О 004 О OS 0 12 016 0.2 024 021
Эффективная пористость (по центрифугированию), д. ед. Effective porosity by centrifugation, unit fractions
Кпр отн = 9,07.Кпэф - 0,55; КТС = 0; Пог = 1,5; N = 11 Coefficient of reLative permeabiLity = 9.07.effective porosity coefficient - 0.55; correLation ratio criteria = 0; inaccuracy = 1.5; N = 11
Песчаник засолоненный Saline sandstone
Песчаник мелкозернистый Fine-grained sandstone
Алевролит глинистый Argillaceous aleurolite
Песчаник среднезернистый Песчаник крупнозернистый Medium-grained sandstone Coarse-grained sandstone
Песчаник глинистый Гравелит
Argillaceous sandstone Gravelstone
Алевролит Aleurolite
а) a) б) b) в) c)
Рис. 4. Определение граничных значений эффективной пористости по зависимости коэффициента эффективной пористости от относительной проницаемости горизонтов Тас-Юряхского нефтегазоконденсатного месторождения: а) ботуобинского; б) талахского (средне- и крупнозернистый песчаники); в) талахского (глинистый песчаник, алевролит)
Fig. 4. Estimation of the cutoff values of the effective porosity based on the dependence of the effective porosity coefficient on the relative permeability of the horizons of the Tas-Yuryakhskoe oil and gas condensate field: a) Botuobinsky; b) Talakhsky (medium- and coarse-grained sandstones); c) Talakhsky (argillaceous sandstone, aleurolite)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 6 June 2019
23
ГЕОЛОГИЯ
Харыстанский горизонт Kharystansky horizon
Вилючанский горизонт ViLyuchansky horizon
• * о " с* „о
. ;/ г =
/ Г 1 " о
■ .
11 L
Km(, - Cuto coef р = 0,03 ff value 2 д. ед. of the e О.О32 u fective nit frac po rosit tions y
• 9 i » 0
i
• *
Cutof coeff f value cient = . ед. f the ef 0.04 un ective t fracti porosity ns
9 0 04 008 042 Oie 01 024 028 Эффективная пористость (по капилляриметрии), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
Кпр отн = 1,49 - 0,048/Кпэф; КТС = 0; Пог = 0,8; N = 51 Coefficient of relative permeability = 1.49 - 0.048/effective porosity coefficient; correlation ratio criteria = 0; inaccuracy = 0.8; N = 51
0 OOl OG8 0.12 046 02 024 02«
Эффективная пористость (по капилляриметрии), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
Кпр отн = sqrt(1,667 - 0,0665/КпЭф); КТС = 0,006; Пог = 0,18; N = 4( Coefficient of reLative permeabiLity = sqrt (1.667 - 0.0665/effective porosity coefficient); correLation ratio criteria = 0.006; inaccuracy = 0.18; N = 40
9 Песчаникзасолоненный Saline sandstone
• Песчаник крупнозернистый Coarse-grained sandstone
Алевролит Aleurolite
о Песчаник мелкозернистый Fine-grained sandstone С Алевролит глинистый Argillaceous aleurolite
о Песчаниксреднезернистый Medium-grained sandstone * Песчаник глинистый Гравелит
Argillaceous sandstone Gravelstone
а) a) б) b)
Рис. 5. Определение граничных значений эффективной пористости по зависимости коэффициента эффективной пористости от относительной проницаемости горизонтов Верхневилючанского нефтегазоконденсатного месторождения: а) харыстанского; б) вилючанского Fig. 5. Estimation of the cutoff values of the effective porosity based on the dependence of the effective porosity coefficient on the relative permeability of the horizons of the VerkhneviLyuchanskoe oil and gas condensate field: a) Kharystansky; b) ViLyuchansky
Пласт Ю-I юряхского горизонта Layer Yu-I of the Yuryakhsky horizon
Пласт Ю-II юряхского горизонта Layer Yu-II of the Yuryakhsky horizon
< / / о о
/ о
7 о о %
o о
/ K^ гр Cutof coeff = 0,020 value o cient = д. ед. f the ef 0.020 u fective nit fract po rosit ions y
О ом 0« 042 016 Oî 0Î4 02*
Эффективная пористость (по капилляриметрии), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
Кпр отн = 1,484д(Кпэф) + 2,25; КТС = 0; Пог = 8,0; N = 26 (керн пэ 2018 г.) Coefficient of reLative permeabi Lity = 1.48.Lg(effective porosity coefficient) + 2.25; correLation ratio criteria = 0; inaccuracy = 8.0.18; N = 26 (core, 2018)
о Доломит DoLomite
о о о о о о о о о о
о о О * о о о о û 0 V о Р ° 7° о • s
° % о 0 В,у А Ut о о о
t 0 о О • / /9 { о. •nVi S о 0 о
/ г о t 4» i Кпэф гр = °'020 Cutoff vaLue o' coefficient = 0 . ед. the eff .020 un ective po t fractio
О 004 00« 042 016 02 024 028
Эффективная пористость (по капилляриметрии), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
К = 5,13.К , - 0,148; КТС = 0,02; Пог = 0,9; N = 145
пр_отн ' пэф
(2003-2018 гг.) Coefficient of reLative permeabiLity = 5.13.effective porosity coefficient - 0.148; correLation ratio criteria = 0.02; inaccuracy = 0.9; N = 145 (2003-2018)
» Известняк ChaLkstone
а) a) б) b)
Рис. 6. Определение граничных значений эффективной пористости по зависимости коэффициента эффективной пористости от относительной проницаемости пластов юряхского горизонта Верхневилючанского нефтегазоконденсатного месторождения: а) пласт Ю-I; б) пласт Ю-II Fig. 6. Estimation of the cutoff vaLues of the effective porosity based on the dependence of the effective porosity coefficient on the reLative permeabiLity of the Layers of the Yuryakhsky horizon of the VerkhneviLyuchanskoe oiL and gas condensate fieLd: a) Layer Yu-I; b) Layer Yu-II
£ ■ —
S § 1
J ^
но li к S г
» »
* Q » ** :/л ' V
• Í Ф «0 •
« t <*> - 4 iV • ». К/ * m ;
' t C ultoff v oeffici 0,039 д alue of t ent = 0. ед. he effe 039 unit tive po fractio rosity ns
О 004 О OS 012 016 02 024 02*
Эффективная пористость (по капилляриметрии), д. ед. Effective porosity by capiLLarimetry, unit fractions
Кпр отн = sqrt(1,90 + 1,34^^)); КТС = 0,09; Пог = 8,9; N = 165 Coefficient of reLative permeabiLity = sqrt(1.90 + 1.34.Lg (effective porosity coefficient)); correLation ratio criteria = 0.09; inaccuracy = 8.9; N = 165
Песчаник засолоненный SaLine sandstone Песчаник мелкозернистый Fine-grained sandstone Песчаник среднезернистый Medium-grained sandstone • Песчаник крупнозернистый Coarse-grained sandstone
0 Алевролит ALeuroLite
1 Алевролит глинистый ArgiLLaceous aLeuroLite Песчаник глинистый ArgiLLaceous sandstone
< Гравелит GraveLstone
Рис. 7. Определение граничных значений эффективной пористости по зависимости коэффициента эффективной пористости от относительной проницаемости парфеновского горизонта Ковыктинского газоконденсатного месторождения Fig. 7. Estimation of the cutoff vaLues of the effective porosity coefficient based on the dependence of the effective porosity coefficient on the reLative permeabiLity of the Parfenovsky horizon of the Kovyktinskoe gas condensate fieLd
которое может быть занято флюидом (газом, нефтью или подвижной водой), и рассчитывается по формуле:
K ф = K.(1 - K ),
пэф П 4 во''
(1)
где Кп - коэффициент пористости, д. ед.; Кво - коэффициент остаточной водонасыщенности, д. ед. Граничное значение коэффициента пористости, соответствующее Кпэф = 0, характеризует абсолютную границу коллекторов по Кп.
При подсчете запасов чаще определяют К при величине К , = 0,01^0,03 д. ед.,
п_гр г пэф ' /1-11-1/
24
№ б июнь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
Таблица 3. Граничные значения эффективной пористости коллекторов продуктивных горизонтов группы месторождений, входящих в газотранспортную систему «Сила Сибири»
Table 3. Void factor boundary values for reservoirs in pay horizons of the fields incorporated into the gas-transport system «The Power of Siberia»
Горизонт Месторождение Field
Horizon Чаяндинское Chayandinskoye Тас-Юряхское Tas-Yuryakhskoe Верхневилючанское Verkhnevilyuchanskoe Ковыктинское Kovyktinskoe
Юряхский Ю-I Yuryakhsky Yu-I - - 0,03 -
Юряхский Ю-II Yuryakhsky Yu-II - - 0,03 -
Ботуобинский Botuobinsky 0,007 0,028 - -
Хамакинский Khamakinsky 0,02 - - -
Талахский Talakhsky 0,03 0,032 - -
Харыстанский Kharystan - - 0,032 -
Вилючанский Vilyuchansky - - 0,04 -
Парфеновский Parfenovsky - - - 0,035
Таблица 4. Обобщение установленных граничных фильтрационно-емкостных свойств для группы месторождений, входящих в газотранспортную систему «Сила Сибири»
Table 4. Generalization of proven boundary porosity-permeability properties for the group of fields incorporated into the gas-transport system «The Power of Siberia»
Месторождение Field Горизонт Horizon Средняя абсолютная глубина, м Average true vertical depth, m Установленные граничные значения Set Limit vaLues Граничные значения, принятые при подсчете запасов Limit values used in estimation of reserves
Коэффициент пористости Кп, д. ед. Coefficient of porosity Кп, unit fractions Коэффициент проницаемости Кпр, мД Coefficient of permeabiLity Кпр, mD Коэффициент пористости К„, д. ед. (керн/принятое) Coefficient of porosity Кп, unit fractions (core/estimated) Коэффициент проницаемости Кпр, мД Coefficient of permeabiLity Кпр, mD
Чаяндинское Chayandinskoye Ботуобинский Botuobinsky -1404,1 0,039 0,8 0,039 0,8
Хамакинский Khamakinsky -1290,4 0,040 0,7 0,040 0,5
Талахский Talakhsky -1408,7 0,065 0,7 0,065 0,7
Тас-Юряхское Tas-Yuryakhskoe Ботуобинский Botuobinsky -1607,3 0,040 4,0 0,057 -
Талахский Talakhsky -1538,1 0,072 5,0 - -
Ковыктинское Kovyktinskoe Парфеновский Parfenovsky -2254,8 0,080 0,6 0,086 0,1
Верхневилючанское Verkhnevilyuchanskoe Юряхский Ю-I Yuryakhsky Yu-I -1337,1 0,065 0,4 0,052/0,070 0,1-1,0
Юряхский Ю-II Yuryakhsky Yu-II -135,2 0,074 0,4 0,067/0,088 0,08-1,3
Харыстанский Kharystan -1995,9 0,044 1,5 0,048/0,07 -
Вилючанский Vilyuchansky -2159,4 0,082 1,6 0,077/0,094 -
ГЕОЛОГИЯ
Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon
Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon
Талахский горизонт TaLakhsky horizon
s
11
о S ^ ^ {I*
V
Кз о К Hi"- = 0 03
Ж' Cutoff value of th coefficient = 0.03 porosity 9 unit fraction
0 0.04 OOS 012 016 0 0 i 0.
0 36 О Ii OOS
Kn rp cp = 0,02
Average cutoff value of the porosity coefficient = 0.02 unit fractions
Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Porosity coefficient by water, unit fractions
о.ы ou« a i: o.ie о : о.» о я
Кп_гр = 0,04 д. ед.
Cutoff value of the porosity coefficient = 0.04 unit fractions Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Porosity coefficient by water, unit fractions
004 00« 0]: 016 02 0.24 02«
Кп_гр = 0,065 д. ед.
Cutoff value of the porosity coefficient = 0.065 unit fractions Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Porosity coefficient by water, unit fractions
N = 411 (керн 2018 г.) Effective porosity coefficient = porosity coefficient - 0.012; correlation ratio criteria = 0.82; inaccuracy = 0.5; N = 411 (core, 2018)
(керн 2018 г.) Effective porosity coefficient = porosity coefficient - 0.017; correlation ratio criteria = 0.60; inaccuracy = 0.82; N = 1802 (core, 2018)
К
= 0,909.К - 0,0302; КТС = 0,36; Пог = 0,8;
N = 1884 (керн 2018 г.) Effective porosity coefficient = 0,909.porosity coefficient - 0.0302; correlation ratio criteria = 0.36; inaccuracy = 0.8; N = 1884 (core, 2018)
О Песчаникзасолоненный Saline sandstone
• Песчаник крупнозернистый Coarse-grained sandstone
О Алевролит Aleurolite
о Песчаник мелкозернистый Fine-grained sandstone С Алевролит глинистый Argillaceous aleurolite
о Песчаниксреднезернистый Medium-grained sandstone Песчаник глинистый Argillaceous sandstone
О Гравелит Gravelstone
а) a) б)Ь) в) c)
Рис. 8. Определение граничных значений коэффициента пористости по зависимости коэффициента эффективной пористости от коэффициента пористости при классификации данных по литологии для горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения: а) ботуобинского; б) хамакинского; в) талахского
Fig. 8. Estimation of the cutoff values of the porosity coefficient based on the dependence of the effective porosity coefficient on the porosity coefficient when classifying data on LithoLogy for the horizons of the Chayandinskoe oil and gas condensate field: a) Botuobinsky; b) Khamakinsky; c) TaLakhsky
Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon
Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon
Талахский горизонт TaLakhsky horizon
/У
evi car У
5 J Ï w
= 0,007 value o /7
J%5 1
Cutoff value o coefficient = 0 the po .039 un rosity it fract ions
or ф
L Кп_гр = 0,013 д. ед. £
^ Cutoff value of the porosity coefficient = 0.013 J
3 unit fractions s
j j
ffe Коэффициент пористости (по воде), д. ед. иф
u Porosity coefficient by water, unit fractions
* Засолоненные образцы Saline samples
Кпэф = 0,98.Кп - 0,008; КТС = 0,86; Пог = 0,16; N = 29 Effective porosity coefficient = 0.98.porosity coefficient - 0.008; correlation ratio criteria = 0.86; inaccuracy = 0.16; N = 29 » Незасолоненные образцы Non-saline samples
Кпэф = 1,15.Кп вода - 0,0375; КТС = 0,81; Пог = 0,25; N = 79 (керн 2018 г.) Effective porosity coefficient = 1.15.porosity coefficient by water - 0.0375; correlation ratio criteria = 0.81; inaccuracy = 0.25; N = 79 (core, 2018)
/
ytis
«
S ■ *
Щ-
Щ* —ч Г- Cutoff value o coefficient = 0 д. f the porosity .04 unit fractio
or
â Кп_гр = 0,02 д. ед.
^ Cutoff value of the porosity coefficient = 0.02
tci unit fractions
fcef Коэффициент пористости (по воде), д. ед.
ш Porosity coefficient by water, unit fractions
• Засолоненные образцы Saline samples
Кпэф = 0,888.Кп - 0,0037; КТС = 0,56; Пог = 0,5; N = 118 (керн 2018 г.) Effective porosity coefficient = 0.888.porosity coefficient - 0.0037; correlation ratio criteria = 0.56; inaccuracy = 0.5; N = 118 (core, 2018) о Незасолоненные образцы Non-saline samples
Кпэф = 1,08.Кп - 0,024; КТС = 0,60; Пог = 0,78; N = 245 (керн 2018 г.) Effective porosity coefficient = 1.08.porosity coefficient - 0.024; correlation ratio criteria = 0.60; inaccuracy = 0.78; N = 245 (core, 2018)
0,065 д. ед. : value of the porosity cient = 0.065 unit fractions
0.16
024
О 004 О OS 0 12
Кп_гр = 0,045 д. ед.
Cutoff value of the porosity coefficient = 0.045 unit fractions
Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Porosity coefficient by water, unit fractions
• Засолоненные образцы Saline samples
Кпэф = 0,843.Кп - 0,087; КТС = 0,52; Пог = 0,31; N = 68 Effective porosity coefficient = 0.843.porosity coefficient -0.087; correlation ratio criteria = 0.52; inaccuracy = 0.31; N = 68 > Незасолоненные образцы Non-saline samples
Кпэф = 0,95.Кп - 0,035; КТС = 0,38; Пог = 0,54; N = 294
Effective porosity coefficient = 0.95.porosity coefficient - 0.045;
correlation ratio criteria = 0.38; inaccuracy = 0.54; N = 294
а) a) б) b) в) c)
Рис. 9. Определение граничных значений коэффициента пористости по зависимости коэффициента эффективной пористости от коэффициента пористости при классификации данных по содержанию галита для горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения: а) ботуобинского; б) хамакинского; в) талахского
Fig. 9. Estimation of the cutoff values of the porosity coefficient based on the dependence of the effective porosity coefficient on the porosity coefficient when classifying data on halite content for the horizons of the Chayandinskoe oil and gas condensate field: a) Botuobinsky; b) Khamakinsky; c) Talakhsky
26
№ 6 июнь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon
у
y
i ! sno {¿k \• /
tce eff
s г ? • A '
о / t ;/r •A • t
eoc
Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon
1000 10000
Талахский горизонт TaLakhsky horizon
a. ^
a 1
i ¿ о c T • 7 ■'S. - ' At ■лТ
* ¿1 •*sr-sa К*»,®* ft-i
^ (5 Jj С* .
"t is ir
low 1000»
Cutoff value of the permeability coefficient = 0.8 mD
Коэффициент проницаемости, мД Permeability coefficient, mD
Cutoff value of the permeability coefficient = 0.7 mD
Коэффициент проницаемости, мД PermeabiLity coefficient, mD
Cutoff value of the permeability coefficient = 0.7 mD
Коэффициент проницаемости, мД Permeability coefficient, mD
Кпэф = 0,0580-Lg(KJ + 0,014; КТС = 0,27; Пог = 1,5; N = 326 (керн 2018 г.) Effective porosity coefficient = 0.0580-Lg (permeability coefficient) + 0.014; correlation ratio criteria = 0.27; inaccuracy = 1.5; N = 326 (core, 2018)
Кпэф = 0,0344.Lg Кпр + 0,027; КТС = 0,22; Пог = 1,2; N = 1647 (керн 2018 г.) Effective porosity coefficient = 0.0344.Lg permeabiLity coefficient + 0.027; correLation ratio criteria = 0.22; inaccuracy = 1.2; N = 1647 (core, 2018)
Кпэф = 0,0347.1д(Кпр) + 0,0377; КТС = 0,15; Пог = 1,1; N = 1744 (керн 2018 г.) Effective porosity coefficient = 0.0347.Lg(permeabiLity coefficient) + 0.0377; correlation ratio criteria = 0.15; inaccuracy = 1.1; N = 1744 (core, 2018)
& Песчаникзасолоненный Saline sandstone
• Песчаник крупнозернистый Coarse-grained sandstone
Алевролит Aleurolite
о Песчаник мелкозернистый Fine-grained sandstone С Алевролит глинистый Argillaceous aleurolite
о Песчаниксреднезернистый Medium-grained sandstone Песчаник глинистый Argillaceous sandstone
Гравелит Gravelstone
К „ = 0,8 мД
К „ = 0,7 мД
К = G,7 мД
а) a) 6)b) в) c)
Рис. 10. Определение граничных значений коэффициента проницаемости по зависимости коэффициента эффективной пористости от коэффициента проницаемости при классификации данных по литологии для горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения: а) ботуобинского; б) хамакинского; в) талахского
Fig. 10. Estimation of the cutoff values of the permeability coefficient based on the dependence of the effective porosity coefficient on the permeability coefficient when classifying data on LithoLogy for the horizons of the Chayandinskoe oil and gas condensate field: a) Botuobinsky; b) Khamakinsky; c) TaLakhsky
Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon
Хамакинский горизонт Khamakinsky horizon
Талахский горизонт TaLakhsky horizon
y
i f „ rop >t 1J
fective nit frac S A y
5 ü S 5 S °
§ S í í J 1 ® / /* i
Jü eoc c * w i *
so
Кпр гр = 0,08 мД *
Cutoff value of the permeability \
coefficient = 0.08 mD 2
fefc Коэффициент проницаемости, мД
Ef PermeabiLity coefficient, mD
• Засолоненные образцы Saline samples
Кпэф = 0,008.КпрЛ0,45; КТС = 0,29; Пог = 0,62; N = 21 Effective porosity coefficient = 0.008.permeabiLity coefficient Л0.45; correlation ratio criteria = 0.29; inaccuracy = 0.62; N = 21 » Незасолоненные образцы Non-saline samples
Кпэф = 0,058.Lg Кпр + 0,013; КТС = 0,58; Пог = 0,31; N = 59
Effective porosity coefficient = 0.0584g porosity coefficient + 0.013;
correlation ratio criteria = 0.58; inaccuracy = 0.31; N = 59
L
¿Л Л
4
«KS S ; • ffe eoc í£*y -'
m
ф so ф
' ° Кпр гр = 0,7 мД
ф Cutoff value of the permeability £
coefficient = 0.7 mD |
цфи ffce Коэффициент проницаемости, мД ифц
ф fE PermeabiLity coefficient, mD ф
• Засолоненные образцы Saline samples
Кпэф = 0,0045.КпрЛ0,51 + 0,015; КТС = 0; Пог = 0,74; N = 110 (керн 2018 г.) Effective porosity coefficient = 0.0045.permeabiLity coefficient Л0.51 + 0.015; correlation ratio criteria = 0; inaccuracy = 0.74; N = 110 (core,2018) о Незасолоненные образцы Non-saline samples
Кпэф = 0,03684g Кпр + 0,0273; КТС = 0,48; Пог = 0,74; N = 221 (керн 2018 г.) Effective porosity coefficient = 0.03684g permeability coefficient + 0.0273; correlation ratio criteria = 0.48; inaccuracy = 0.74; N = 221 (core, 2018)
&
^ « 0 " /
л g X
=° ? | = Ï •fí, 14
ш v. / 1
и Щ
f • fiJÉ&ITT •• y^s r*
sor
о Кпр гр = 0,7 мД
ф Cutoff value of the permeability
coefficient = 0.7 mD ecf Коэффициент проницаемости, мД Ef PermeabiLity coefficient, mD
• Засолоненные образцы Saline samples
Кпэф = 0,028^(0,019.^; КТС = 0,01; Пог = 0,55; N = 62 Effective porosity coefficient = 0.028.exp(0.019.permeabiLity coefficient); correlation ratio criteria = 0.01; inaccuracy = 0.55; N = 62 о Незасолоненные образцы Non-saline samples
Кпэф = 0,03974g Кпр + 0,0390; КТС = 0,21; Пог = 0,9; N = 227 Effective porosity coefficient = 0.03974g permeability coefficient + 0.0390; correlation ratio criteria = 0.21; inaccuracy = 0.9; N = 227
а) a) б)Ь) в) c)
Рис. 11. Определение граничных значений коэффициента проницаемости по зависимости коэффициента эффективной пористости от коэффициента проницаемости при классификации данных по содержанию галита для горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения: а) ботуобинского; б) хамакинского; в) талахского
Fig. 11. Estimation of the cutoff values of the permeability coefficient based on the dependence of the effective porosity coefficient on the permeability coefficient when classifying data on halite content for the horizons of the Chayandinskoe oil and gas condensate field: a) Botuobinsky; b) Khamakinsky; c) TaLakhsky
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 6 June 2019
27
а) a) б) b)
Рис. 12. Характер заполнения порового пространства галитом, по данным растровой электронной микроскопии (образец 231, скв. 321-64 Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения): а) песчаник кварцевый мелко-, среднезернистый, плотный; б) пустотное пространство породы практически полностью утрачено за счет цементации галитом, сохранившийся фильтрационный канал может обеспечивать проницаемость Fig. 12. The nature of filling the pore space with halite according to scanning electron microscopy (sample 231, well. 321-64 of the Chayandinskoye oil and gas condensate field): a) quartz sandstone fine-, medium-grained, dense; b) the void of the rock is almost completely lost due to cementation with halite, the remaining filtration channel can provide permeability
WyftJr*.
. '¿"¿'■¿"¡г * \ 1 s
• г "j f ■ L'- ■ И Р У--у Щ?
My . fi. У* /> f -dSUr '
¡(60 200pm
а) a) б) b)
Рис. 13. Характер заполнения порового пространства галитом, по данным растровой электронной микроскопии (образец 567, скв. 321-51 Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения): а) песчаник полевошпат-кварцевый, мелкозернистый, плотный; б) галитовый цемент заполняет часть поры, остаются пустоты размером до 20-30 мкм
Fig. 13. The nature of filling the pore space with halite according to scanning electron microscopy (sample 567, well 321-51 of the Chayandinskoye oil and gas condensate field): a) feldspathic-quartz sandstone, fine-grained, dense; b) halite cement fills a part of the pore, voids remain up to 20-30 |jm in size
соответствующей значимым величинам относительной проницаемости [5, 6]. Однако граничные значения коэффициента эффективной пористости К . , при которых возможна
пэф_гр г г
фильтрация флюида, следует уточнять на основе сопоставления эффективной пористости и относительной проницаемости К , вычисляемой по
^ пр_отн
формуле:
К
К ф/К
поэт' I
прэф' пр'
(2)
где Кпр - коэффициент проницаемости, мД; Кпрэф - коэффициент эффективной проницаемости, мД. Для Чаяндинского НГКМ эффективная пористость рассчитывалась для образцов, на которых остаточная водо-насыщенность моделировалась методом капилляриметрии.Установленные
значения К ж составили 0,007; 0,02;
пэф_гр
0,03 д. ед. соответственно для ботуо-бинского, хамакинского и талахского горизонтов (рис. 3). Разработанные значения Кпэф гр для бо-туобинского и талахского горизонтов Тас-Юряхского НГКМ закономерно выше аналогичных величин для Чаяндинского НКГМ, учитывая более глубокое залегание горизонтов на Тас-Юряхском место-
GEOLOGY
рождении, и составляют соответственно 0,028 и 0,032 д. ед. (рис. 4). Следует отметить, что граничные величины Кпэф для Тас-Юряхского НГКМ установлены достаточно условно (коэффициент корреляции зависимостей очень низкий). Для талахского горизонта Кпэф гр определен преимущественно для средне- и крупнозернистых песчаников (рис. 4б) и может быть выше для мелкозернистых и заглинизирован-ных песчаников (рис. 4в). Для вычисления граничного значения Кпэф для отложений Верхневилючанского НГКМ были использованы данные остаточной водонасыщенности, определенные центрифугированием на керне скважин, пробуренных до 2003 г., а также результаты капилляриметрии на керне скв. 125-12 и 125-13, пробуренных после подсчета запасов в 2003 г. Установленные величины составили 0,032 д. ед. для харыстанского и 0,04 д. ед. для ви-лючанского горизонтов (рис. 5). Для карбонатных кембрийских отложений юряхского горизонта Верхневилючанского НГКМ (пласты Ю-1 и Ю-П) установлено граничное значение эффективной пористости, равное 0,03 д. ед. (рис. 6).
Для парфеновского горизонта Ковык-тинского ГКМ расчет граничного значения эффективной пористости осуществлялся с учетом исследований керна скважин 62, 66, 69, 71, 68, 74, пробуренных на месторождении в последние годы. Граничная величина Кпэф, установленная по сопоставлению с относительной проницаемостью для парфеновского горизонта, составляет 0,039 д. ед. (рис. 7) и является осредненной при диапазоне изменения граничного значения Кпэф от 0,01 до 0,05 д. ед. Обобщение определенных граничных значений эффективной пористости (табл. 3) показало, что для месторождений, входящих в газотранспортную систему «Сила Сибири», граничные значения Кпэф в основном находятся в пределах 0,02-0,04 д. ед., закономерно увеличиваясь с глубиной залегания горизонтов.
По зависимостям коэффициентов пористости и проницаемости от эффективной пористости с учетом установленного граничного значения коэффициента
Ботуобинский горизонт Botuobinsky horizon
Талахский горизонт Talakhsky horizon
S»
К р = 0,028 д. ед.
Cutoff value of the effective porosity
coefficient = 0.028 unit fractions
.f e
f *
Kn^ rp = 0,032 g. eg. Cutoff value of the effective porosity /
coefficient = 0.032 unit fractions
iîA ■ « ■
-■ 'ITf'
£ £ я tx м tu ж к t:< n
£ КПФ = 0,04 д. ед.
ш Cutoff value of the porosity coefficient = 0.04 unit fractions
Коэффициент пористости, д. ед. Porosity coefficient, unit fractions 1 - ЧНГКМ Кпэф = Кп - 0,012; КТС = 0,82; Пог = 0,5; N = 411 (керн 2018 г.)
1 - Effective porosity coefficient (the Chayandinskoe oil and gas condencate field) = porosity coefficient - 0.012; correlation ratio criteria = 0.82; inaccuracy = 0.5; N = 411 (core, 2018)
2 - Т-Ю НКГМ Кпэф = 0,99.Кп вода - 0,0116; КТС = 0,40; Пог = 1,2; N = 71 2 - Effective porosity coefficient (the Tas-Yuryakhsky oil and gas condensate field) = 0.99.porosity coefficient by water - 0.0116; correlation ratio criteria = 0.40; inaccuracy = 1.2; N = 71
О Песчаникзасолоненный о Песчаник мелкозернистый
Saline sandstone Fine-grained sandstone
• Песчаник крупнозернистый О Алевролит о Алевролит глинистый
Coarse-grained sandstone Aleurolite Argillaceous aleurolite
pi t» «л
£ Кп гр = 0,072 д. ед. E Cutoff value of the porosity coefficient = 0.072 unit fractions
Коэффициент пористости, д. ед. Porosity coefficient, unit fractions 1 - Т-Ю НКГМ Кпэф = 0,98.Кп - 0,04; КТС = 0,26; Пог = 0,44; N = 263 (2018 г.)
1 - Effective porosity coefficient (the Tas-Yuryakhsky oil and gas condensate field) = 0.98.porosity coefficient - 0.04; correlation ratio criteria = 0.26; inaccuracy = 0.44; N = 263 (2018)
2 - ЧНГКМ Кпэф = 0,909.Кп - 0,03; КТС = 0,36; Пог = 0,8; N = 1884 (2018 г.) 2 - Effective porosity coefficient (the Chayandinskoe oil and gas condencate field) = 0.909.porosity coefficient - 0.03; correlation ratio criteria = 0.36; inaccuracy = 0.8; N = 1884 (2018)
о Песчаниксреднезернистый Medium-grained sandstone • Песчаник глинистый о Гравелит
Argillaceous sandstone Gravelstone
а) a) б) b)
Рис. 14. Определение граничных значений коэффициента пористости по зависимостям коэффициента эффективной пористости от Кп при классификации данных по литологии для горизонтов Тас-Юряхского нефтегазоконденсатного месторождения: а) ботуобинского; б) талахского Fig. 14. Estimation of the cutoff values of the porosity coefficient based on the dependencies of the effective porosity coefficient on the porosity coefficient according to the classification of lithology data for the horizons of the Tas-Yuryakhsky oil and gas condensate field: a) Botuobinsky; b) Talakhsky
Ботуобинский горизонт
j !
Кпэф гр- = 0,028 д. ед Cutoff value of the va Q. M j
coefficient unit fraction = 0.028 Я'
£ Кпр_ф = 4 мД
Cutoff value of the permeability coefficient = 4 mD Коэффициент проницаемости, мД Permeability coefficient, mD 1 - Т-Ю НКГМ Кпэф = 0,0165/Кпрл(-0,325); КТС = 0,5; Пог = 0,35; N = 67 (2018 г.)пэ
1 - Effective porosity coefficient (the Tas-Yuryakhsky oil and gas condensate field) = 0.0165/permeability coefficien^(-0.325); correlation ratio criteria = 0.5; inaccuracy = 0.35; N = 67 (2018)
2 - ЧНГКМ Кпэф = 0,0580.lg (Кпр) + 0,014; КТС = 0,27; Пог = 1,5; N = 326 (2018 гп.э)ф пр
2 - Effective porosity coefficient (the Chayandinskoe oil and gas condencate field) = 0.0580.lg (permeability coefficient) + 0.014; correlation ratio criteria = 0.27; inaccuracy = 1.5; N = 326 (2018)
Талахский горизонт Talakhsky horizon
KnW = 0,032 fl. eg Cutoff value of the effective porosity coefficient = 0.032 unit fractions . »/*** V / 'У
ш
*<т/
Кпр гр = 5 мД
Cutoff value of the permeability coefficient = 5 mD
Коэффициент проницаемости, мД
Permeability coefficient, mD эф = 0,0495.lg (Кпр) - 0,0027; КТС = 0,14; Пог = 0,48;
1 - T-№ HKTM K N = 252 (2018 r.'
1 - Effective porosity coefficient (the Tas-Yuryakhsky oil and gas condensate field) = 0.0495.lg (permeability coefficient) - 0.0027; correlation ratio criteria = 0.14; inaccuracy = 0.48; N = 252 (2018)
2 - WKM K = 0,0347.lg (KJ + 0,0377; KTC = 0,15; nor = 1,1; N = 1744 (2018nr.)
2 - Effective porosity coefficient (the Chayandinskoe oil and gas condencate field) = 0.0347.lg (permeability coefficient) + 0.0377; correlation ratio criteria = 0.15; inaccuracy = 1.1; N = 1744 (2018)
О Песчаникзасолоненный о Песчаник мелкозернистый
Saline sandstone Fine-grained sandstone
• Песчаник крупнозернистый О Алевролит о Алевролит глинистый
Coarse-grained sandstone Aleurolite Argillaceous aleurolite
Песчаник среднезернистый Mediu m-grained sandstone ■ Песчаник глинистый Argillaceous sandstone
О Гравелит Gravelstone
а) a) б) b)
Рис. 15. Определение граничных значений коэффициента пористости по зависимостям коэффициента эффективной пористости от коэффициента проницаемости при классификации данных по литологии для горизонтов Тас-Юряхского нефтегазоконденсатного месторождения:
a) ботуобинского; б) талахского
Fig. 15. Estimation of the cutoff values of the porosity coefficient based on the dependencies of the effective porosity coefficient on the permeability coefficient according to the classification of lithology data for the horizons of the Tas-Yuryakhsky oil and gas condensate field: a) Botuobinsky;
b) Talakhsky
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 6 June 2019
29
ГЕОЛОГИЯ
1 «/ / 0
1 =
! 1 Kb о Г ° 0
0,03 д. е alue of t ® ■Rf иг в ° 0
В JL ¡№о
<Ю
О ОМ 008 012 016 02 024 02S
Кп_гр = 0,065 д. ед. Cutoff value of the porosity coefficient = 0.065 unit fractions Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Porosity coefficient by water, unit fractions Кпэф = 0,99.Кп - 0,0325; КТС = 0,66; Пог = 0,34; N = 831 (керн 2003 г., 2018 г.)
Effective porosity coefficient = 0.99.porosity coefficient - 0.0325; correlation ratio criteria = 0.66; inaccuracy = 0.34; N = 831 (core, 2003, 2008)
О Доломит Dolomite
Кпр гр = 0,4 мД
Cutoff value of the permeability coefficient = 0.4 mD Коэффициент проницаемости, мД Permeability coefficient, mD Кпэф = 0,06464g (Кпр) + 0,057; КТС = 0,35; Пог = 1,1; N = 816 (керн 2003 г., 2018 г.)
Effective porosity coefficient = 0.0646.lg (permeability coefficient) + 0.057; correlation ratio criteria = 0.35; inaccuracy = 1.1; N = 816 (core, 2003, 2008)
► Известняк Chalkstone
а) a) б) b)
Рис. 16. Определение граничных значений по зависимостям коэффициента эффективной пористости от коэффициентов пористости и проницаемости при классификации данных по литологии для пласта Ю-I юряхского горизонта Верхневилючанского нефтегазоконденсатного месторождения: а) коэффициента пористости; б) коэффициента проницаемости Fig. 16. Estimation of the cutoff values based on the dependencies of the effective porosity coefficient on the porosity and permeability coefficients when classifying data on lithology for the layer Yu-I of the Yuryakhsky horizon of the Verkhnevilyuchanskoe oil and gas condensate field: a) the porosity coefficient; b) the permeability coefficient
<г
£
tca ojj Ж*1 < о*
Ч -= ! il г.? Р
Ч 'о ф t
й c Î Icffa ■V' •ъ »
°j4гв л» ' « □ о
004 00* 012
Кп_гр = 0,074 д. ед. Cutoff value of the porosity coefficient = 0.074 unit fractions Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Porosity coefficient by water, unit fractions 0,047; КТС = 0,58; Пог = 0,85; N = 448
Кпэф = 1,042.К, (^рн 2003-2018 гг.) Effective porosity coefficient = 1.042.porosity coefficient - 0.047; correlation ratio criteria = 0.58; inaccuracy = 0.85; N = 448 (core, 2003-2018)
Доломит Dolomite
Кпр гр = 0,3 мД
Cutoff value of the permeability coefficient = 0.3 mD Коэффициент проницаемости, мД Permeability coefficient, mD Кпэф = 0,0766.lg (Кпр) + 0,073; КТС = 0,34; Пог = 2,7; N = 435 (керн 20033-2018 гг.)
Effective porosity coefficient = 0.0766.lg (permeability coefficient) + 0.073; correlation ratio criteria = 0.34; inaccuracy = 2.7; N = 435 (core, 2003-2018)
Известняк Chalkstone
а) a) б) b)
Рис. 17. Определение граничных значений по зависимостям коэффициента эффективной пористости от коэффициентов пористости и проницаемости при классификации данных по литологии для пласта Ю-II юряхского горизонта Верхневилючанского нефтегазоконденсатного месторождения: а) коэффициента пористости; б) коэффициента проницаемости Fig. 17. Estimation of the cutoff values based on the dependencies of the effective porosity coefficient on the porosity and permeability coefficients when classifying data on lithology for the layer Yu-II of the Yuryakhsky horizon of the Verkhnevilyuchanskoe oil and gas condensate field: a) the porosity coefficient; b) the permeability coefficient
эффективной пористости (рис. 3-7, табл. 3) были определены граничные значения коэффициентов пористости и проницаемости для коллекторов продуктивных пластов Чаяндинского НГКМ (рис. 8-11):
ботуобинский горизонт:
• незасолоненные породы: Кп г = 0,039
д. ед.; Кпр_гр=0,8 мД;
• засолоненные породы: Кп гр = 0,013 д. ед.; К = 0,8 мД;
" пр_гр т
хамакинский горизонт:
• незасолоненные породы: Кп г = 0,04
д. ед.; Кпр_гр=0,7 мД;
• засолоненные породы: Кп г = 0,02 д. ед.; К = 0,7 мД;
" пр_гр т
талахский горизонт:
• незасолоненные породы: Кп г = 0,065
д. ед.; Кпр_гр=0,7 мД;
• засолоненные породы: Кп г = 0,045 д. ед., К = 0,7 мД.
пр_гр ' ~
Чрезвычайно низкие граничные величины пористости для засолоненных пород Чаяндинского НГКМ объясняются особенностями заполнения солью порового пространства. Отложение соли происходит в первую очередь в тупиковых и боковых частях порового пространства, где фильтрация пластового флюида отсутствует либо замедляется. В то же время часто остаются свободными каналы, где фильтрация происходила наиболее интенсивно. Они и обеспечивают повышенную проницаемость при низкой пористости (рис. 12, 13).
Галитизированные породы продуктивных горизонтов Тас-Юряхского месторождения также являются проницаемыми практически при любых значениях пористости, что отмечалось рядом авторов при исследовании этого месторождения при подсчете запасов углеводородов в 1990 г. В рамках этого подсчета для негалитизированных пород ботуобинского горизонта Тас-Юрях-ского НГКМ было обосновано граничное значение коэффициента пористости, равное 0,057 д. ед. Эта величина была определена по петрофизической зависимости Кп(Д£) с учетом установленного по распределениям граничного значения, равного 189 мкс/м, в течение времени М, лет, по данным акку-стического каротажа для приточных и неприточных, по данным гидроди-
30
№ 6 июнь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
намического каротажа, пропластков. С учетом новых определений на керне скважин 581, 582,583, 584 Тас-Юрях-ского НГКМ и установленных величин граничных значений Кпэф (рис. 4, табл. 3) были уточнены граничные значения ФЕС для ботуобинского и талахского горизонтов (рис. 14, 15). Для ботуобинского горизонта граничное значение пористости составило 0,04 д. ед., проницаемости - 4 мД, для талахского горизонта эти показатели закономерно выше и составляют соответственно 0,072 д. ед. и 5 мД.
При определении граничных значений ФЕС для продуктивных пластов Верхневилючанского месторождения были использованы разработанные с учетом исследований керна новых скважин граничные значения коэффициента эффективной проницаемости. В результате были уточнены граничные величины Кп и Кпрдля карбонатных пластов Ю-1 и Ю-П юряхского горизонта, составившие соответственно 0,065 д. ед. и 0,4 мД и 0,074 д. ед. и 0,3 мД (рис. 16, 17). При этом была достигнута более высокая сходимость с результатами определения граничных значений по прямым методам (гидродинамическим исследованиям скважин), чем при использовании теоретического среднего граничного значения Кпэф, равного 1,5 %, принятого при подсчете запасов (табл. 3). Для отложений хары-станского и вилючанского горизонтов разработанные граничные значения коэффициентов пористости составили соответственно 0,044 и 0,082 д. ед. (рис. 18, 19).
Для парфеновского горизонта Ковык-тинского ГКМ (Ковыктинская, Хандин-ская, Чиканская и Ю-Ковыктинская площади) граничные значения ФЕС были установлены с учетом граничного значения Кпэф, равного 0,039 д. ед. (рис. 20). Граничные значения коэффициентов пористости и проницаемости составили соответственно 0,08 д. ед. и 0,6 мД.
Анализ изменения граничных значений ФЕС с глубиной для продуктивных горизонтов изучаемых месторождений показал, что существует достаточно уверенная общая тенденция увеличения граничных значений Кп
К ф = 0,032 д. ед. m
Cutof of the value effect ve г *
coeff unit f cient = action 0.044 • ■
у о S D
eff
ш Кпгр = 0,044 д. ед.
Cutoff value of the porosity coefficient = 0.044 unit fractions Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Porosity coefficient by water, unit fractions Кпэф = 0,687.Кп + 0,0327; КТС = 0,47; Пог = 0,15; N = 54 Effective porosity coefficient = 0.687.porosity coefficient + 0.0327; correlation ratio criteria = 0.47; inaccuracy = 0.15; N = 54
Кпр гр = 1,5 мД
Cutoff value of the permeability coefficient = 1.5 mD Коэффициент проницаемости, мД Permeability coefficient, mD Кпэф = 0,04.lg (Кпр) + 0,0277; КТС = 0; Пог = 1,0; N = 72 (2003 г., 2018 г.) Effective porosity coefficient = 0.04.lg (permeability coefficient) + 0.0277; correlation ratio criteria = 0; inaccuracy = 1.0; N = 72 (2003, 2018)
О Песчаникзасолоненный о Песчаник мелкозернистый
Saline sandstone Fine-grained sandstone
• Песчаник крупнозернистый О Алевролит о Алевролит глинистый
Coarse-grained sandstone Aleurolite Argillaceous aleurolite
о Песчаниксреднезернистый Medium-grained sandstone * Песчаник глинистый Argillaceous sandstone
О Гравелит Gravelstone
а) a) б) b)
Рис. 18. Определение граничных значений по зависимостям коэффициента эффективной пористости от коэффициентов пористости и проницаемости при классификации данных по литологии для харыстанского горизонта Верхневилючанского нефтегазоконденсатного месторождения: а) коэффициента пористости; б) коэффициента проницаемости Fig. 18. Estimation of the cutoff values based on the dependencies of the effective porosity coefficient on the porosity and permeability coefficients when classifying data on lithology for the Kharystansky horizon of the Verkhnevilyuchanskoe oil and gas condensate field: a) the porosity coefficient; b) the permeability coefficient
Кпэф гр 0,04 д. ед.
Cutoff of the value effective * 't
porosity coefficient = 0 04 vj ы M
о®, ' 9
fE
Кп_гр = 0,082 д. ед. Cutoff value of the porosity coefficient = 0.082 unit fractions Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Porosity coefficient by water, unit fractions Кпэф = 1,395.Кп - 0,0749; КТС = 0,29; Пог = 1,1; N = 155 Effective porosity coefficient = 1.395.porosity coefficient - 0.0749; correlation ratio criteria = 0.29; inaccuracy = 1.1; N = 155
10
100
Кпр гр = 1,6 мД
Cutoff value of the permeability coefficient = 1.6 mD Коэффициент проницаемости, мД Permeability coefficient, mD Кпэф = 0,0264.lg (Кпр) + 0,0346; КТС = 0,48; Пог = 0,56; N = 146 (2003 г., 2018 г.) Effective porosity coefficient = 0.0264.lg (permeability coefficient) + 0.0346; correlation ratio criteria = 0.48; inaccuracy = 0.56; N = 146 (2003, 2018)
Песчаник засолоненный Песчаник мелкозернистый
Saline sandstone Fine-grained sandstone • Песчаник крупнозернистый О Алевролит о Алевролит глинистый Coarse-grained sandstone Aleurolite Argillaceous aleurolite
Песчаник среднезернистый Mediu m-grained sandstone ■ Песчаник глинистый с Гравелит
Argillaceous sandstone Gravelstone
а) a) б) b)
Рис. 19. Определение граничных значений по зависимостям коэффициента эффективной пористости от коэффициентов пористости и проницаемости при классификации данных по литологии для вилючанского горизонта Верхневилючанского нефтегазоконденсатного месторождения: а) коэффициента пористости; б) коэффициента проницаемости Fig. 19. Estimation of the cutoff values based on the dependencies of the effective porosity coefficient on the porosity and permeability coefficients when classifying data on lithology for the Vilyuchansky horizon of the Verkhnevilyuchanskoe oil and gas condensate field: a) the porosity coefficient; b) the permeability coefficient
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 6 June 2019
31
ГЕОЛОГИЯ
Cutoff value д. ед
of th poros e effect ity ive ive 1
coefficient = unit fraction 0.039 s
ш
o.te
ОМ 018
t4^ I « =
0 1« о и
utoff value . ед.
f the effective *
c orosity oefficient = 0. nit fractions **< 039 A'/
- H i
1: мм «s
О 0.04 0.08
Кп гр = 0,080 д. ед. Cutoff value of the porosity coefficient = 0.080 unit fractions Коэффициент пористости (по воде), д. ед. Porosity coefficient by water, unit fractions Кпэф = 0,726.Кп - 0,0183; КТС = 0,46; Пог = 2,0; N = 1148 (керн 2018 г.) Effective porosity coefficient = 0.726.porosity coefficient - 0.0183; correlation ratio criteria = 0.46; inaccuracy = 2.0; N = 1148 (core, 2018)
Кпр гр = 0,6 мД
Cutoff value of the permeability coefficient = 0.6 mD Коэффициент проницаемости, мД Permeability coefficient, mD Кпэф = 0,0384.lg (Кпр) + 0,0578; КТС = 0,38; Пог = 0,57; N = 1012 (2018 г.) Effective porosity coefficient = 0.0384.lg (permeability coefficient) + 0.0578; correlation ratio criteria = 0.38; inaccuracy = 0.57; N = 1012 (2018)
& Песчаникзасолоненный о Песчаник мелкозернистый
Saline sandstone Fine-grained sandstone
• Песчаник крупнозернистый О Алевролит о Алевролит глинистый
Coarse-grained sandstone Aleurolite Argillaceous aleurolite
о Песчаниксреднезернистый Medium-grained sandstone « Песчаник глинистый Гравелит
Argillaceous sandstone Gravelstone
а) a) б) b)
Рис. 20. Определение граничных значений по зависимостям коэффициента эффективной пористости от коэффициентов пористости и проницаемости при классификации данных по литологии для парфеновского горизонта Ковыктинского газоконденсатного месторождения:
a) коэффициента пористости; б) коэффициента проницаемости
Fig. 20. Estimation of the cutoff values based on the dependencies of the effective porosity coefficient on the porosity and permeability coefficients when classifying data on lithology for the Parfenovsky horizon of the Kovyktinskoe gas condensate field: a) the porosity coefficient;
b) the permeability coefficient
-HOD ->300 ■ 1100 ■ two j
•1200 -I*»
m .1400 1500 \ «—— m E. £ и» / - —
s î
VO ^ !-no s -о >>•£ 4*
E
1 ^ ¡wo | -о лт
2 z * \ \ 1 ï
v§ > £ Ф
< ^ ^ £ ^ / •
"ioo -3Î0O
00* 008 012 01« 0 2 01 0 3 (МОИМ » 0 Ofr *> Й 400
Коэффициент пористости (граничные значения), д. ед. Porosity coefficient (cutoff values), unit fractions Коэффициент проницаемости (граничные значения), Permeability coefficient (cutoff values), mD мД
Глубина = 1/(-0,000908 + 0,0694.Кп фл2); КТС = 0,22; Пог = Depth = 1/(-0.000908 + 0.0694.cuto"ff value of the porosity coefficient); correlation ratio criteria = 0.22; inaccuracy 0,12 = 0.12 Глубина = 167,8.Кпр гр - 2322; КТС = 0,8; Пог = 0,03 Depth = 167.8.cutoff value of the permeability coefficient - 2322; correlation ratio criteria = 0.8; inaccuracy = 0.03
HaflHflMHCKoe HKTM Chayandinskoe oil and gas condencate field • Ботуобинский горизонт m Хамакинский го Botuobinsky horizon Khamakinsky ho ризонт izon Талахский го Talakhsky ho ризонт rizon
Tac-WpaxcKoe HTKM Tas-Yuryakhskoe oil and gas condencate field 0 Ботуобинский горизонт • Талахский Botuobinsky horizon Talakhsky h горизонт orizon
BepxHeBMAtoHaHCKoe HTKM Verkhnevilyuchanskoe oil and gas condencate field • Юряхский горизонт Ю-I m Yuryakhsky horizon Yu-I Юряхский горизонт Ю-II Yuryakhsky horizon Yu-II
• Харыстанский горизонт • Вилючанский горизонт Kharystansky horizon Vilyuchansky horizon
Ковыктинское ГКМ Kovyktinskoe gas condencate field Парфеновский горизонт Parfenovsky horizon
а) a) б) b)
Рис. 21. Общие закономерности изменения граничных значений коэффициентов пористости и проницаемости с увеличением глубины залегания для отложений венд-кембрийского возраста месторождений, входящих в газотранспортную систему «Сила Сибири»
Fig. 21. General patterns of change in the cutoff values of the porosity and permeability coefficients with increasing depth for the Vendian-Cambrian age of deposits included in the gas transportation system "Power of Siberia"
с глубиной для всех изучаемых горизонтов (рис. 21). Граничные значения проницаемости и тенденции их изменения с глубиной различны для групп месторождений. Для коллекторов Тас-Юряхского и Верхневилючанского НГКМ отмечается общая тенденция снижения Кпр . Для продуктивных горизонтов Чаяндинского НГКМ граничная величина проницаемости ниже, но также уменьшается с увеличением глубины залегания продуктивных горизонтов.
ВЫВОДЫ
1. Обоснование нижних пределов коэффициентов пористости и проницаемости сложных коллекторов отложений венда по керну целесообразно проводить с применением экспериментально-расчетного метода, основанного на сопоставлении коэффициента эффективной пористости с коэффициентами пористости и абсолютной газопроницаемости.
2. Граничные значения эффективной пористости устанавливаются по сопоставлениям относительной проницаемости и эффективной пористости.
3. Анализ показал, что граничные значения коэффициента эффективной пористости для продуктивных горизонтов месторождений, входящих в ГТС «Сила Сибири», в основном находятся в пределах 0,02-0,04 д. ед., закономерно увеличиваясь с глубиной залегания горизонтов.
3. Чрезвычайно низкие значения граничных величин пористости для засо-лоненных пород объясняются особенностями заполнения солью порового пространства.
4. В результате анализа установлено, что изменение граничных значений ФЕС продуктивных горизонтов венда месторождений Восточной Сибири с глубиной выражается единой зависимостью, математическое выражение которой разработано для Ангаро-Ленского, Не-пско-Ботуобинского и Предпатомского фациальных районов.
5. Применение установленных зависимостей изменения граничных значений ФЕС с глубиной целесообразно для вендских отложений малоизученных месторождений с учетом литофа-циального районирования.
32
№ 6 июнь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
Литература:
1. Рыжов А.Е. Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения // Вести газовой науки. 2013. № 1 (12). С. 145-160.
2. Рыжов А.Е., Савченко Н.В., Перунова Т.А., Орлов Д.М. Влияние особенностей строения порового пространства коллекторов Чаяндинского НГКМ на их фильтрационные характеристики // Тез. докл. II Междунар. науч.-практ. конф. «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения (WGRR 2010)». М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. С. 62.
3. Скоробогатов В.А. Енисей-Ленская мегапровинция: формирование, размещение и прогнозирование месторождений углеводородов // Геология нефти и газа. 2017. № 3. С. 3-17.
4. Поляков Е.Е., Рыжов А.Е., Ивченко О.В. и др. Решение научных проблем при подсчете запасов углеводородов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. 2017. № 3. С. 172-186.
5. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов/Под ред. Б.Ю. Вендельштейна, В.Ф. Козяра, Г.Г. Яценко. Калинин: НПО «Союзпромгеофизика», 1990. 261 с.
6. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М.: Недра, 1978. 316 с.
7. Ханин А.А. Породы - коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. 368 с.
8. Чуриков Ю.М., Пылев Е.А., Силаева Е.А., Чурикова И.В. Литофациальное районирование как основа уточнения зависимостей фильтрационно-ем-костных свойств для сложнопостроенных терригенных коллекторов венда Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 1-2. C. 20-41.
9. Ивченко О.В. Зависимость удельной продуктивности скважин от их фациальной принадлежности и засолонения коллектора на примере ботуобин-ского горизонта Чаяндинского месторождения // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2014. № 3. С. 24-29.
10. Крекнин С. Г, Погрецкий А.В., Крылов Д.Н. и др. Современная геолого-геофизическая модель Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения // Геология нефти и газа. 2016. № 2. С. 44-55.
11. Постников А.В., Постникова О.В. Уточнение геологической модели Чаяндинского НГКМ на основе создания седиментационных и тектонических моделей продуктивных отложений по результатам бурения скважин и исследования керна. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015.
12. Постникова О.В., Изъюрова Е.С., Постников А.В. и др. Исследования литолого-петрофизической неоднородности продуктивных пластов вендских терригенных отложений для уточнения гидродинамической модели Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016.
References:
1. Ryzhov A.E. Types and Properties of Terrigenous Reservoirs of the Vendian of the Chayandinskoe Field. Nauchno-tekhnicheskiy sbornik Vesti gazovoy nauki [Scientific Technical Collection Book News of Gas Science]. 2013;1:145-160. (In Russ.)
2. Ryzhov A.E., Savchenko N.V., Perunova T.A., Orlov D.M. Influence of the Features of the Structure of the Porous Space of the Reservoirs of the Chayandinskoe Oil and Gas Condensate Field on Their Filtration Characteristics. Theses of the II International Scientific and Practical Conference «World Resources and Gas Reserves and Advanced Technology for Their Development» (WGRR 2010). Moscow: Gazprom VNIIGAZ; 2010, P. 62. (In Russ.)
3. Skorobogatov V.A. Yenisei-Lena Megaprovince: Formation, Placement and Forecasting of Hydrocarbon Deposits. Geologiya nefti i gaza [Geology of Oil and Gas]. 2017;3:3-17. (In Russ.)
4. Polyakov E.E., Ryzhov A.E., Ivchenko O.V., et al. Scientific Tasks Solved at Calculating Hydrocarbon Reserves of Chayanda Oil-Gascondensate Field. Nauchnotekhnicheskiy sbornik Vesti gazovoy nauki [Scientific Technical Collection Book News of Gas Science]. 2017;3:172-186. (In Russ.)
5. Guidelines for Characterization of Estimation Parameters for Oil and Gas Deposits basing on Geophysical Survey Results supported by Core Analysis Data, Sampling and Testing of Productive Strata. Edited by B.Yu. Vendelshtein, V.F. Kozyar, G.G. Yatsenko. Kalinin: Research and manufacturing association «Soyuzpromgeofizika»; 1990. (In Russ.)
6. Vendelshtein B.Yu., Rezvanov R.A. Geophisical Methods for Characterization of Oil and Gas Reservoir Parameters. Moscow: Nedra; 1978. (In Russ.)
7. Khanin A.A. Reservoir Units of Oil and Gas and Their Studies. Moscow, Nedra, 1969, 368 p. (In Russian)
8. Churikov Yu.M., Pylev E.A., Silaeva E.A., Churikova I.V. Lithofacies Zoning as a Basis for Updating the Dependencies of Reservoir Properties for Complex Terrigenous Reservoirs of the Vendian of the Chayandinskoe Oil and Gas Condensate Field. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2019, No. 1-2, P. 20-41. (In Russian)
9. Ivchenko O.V. Dependence of the Specific Productivity of Wells on Their Facial Affiliation and Reservoir Salinity on the Example of the Botuobinsky Horizon of the Chayandinskoe Field. Territorija «NEFTEGAS» [Oil and Gas Territory]. 2014;3:24-29. (In Russ.)
10. Kreknin S.G., Pogretsky A.V., Krylov D.N., et al. Updated Geological-Geophysical Model for the Chaiandinskoe Oil-Gas-Condensate Deposit. Geologiya nefti i gaza [Geology of Oil and Gas]. 2016;2:44-55. (In Russ.)
11. Postnikov A.V., Postnikova O.V. Refinement of Chayandinsk Oil and Gas Condencate Field Geological Model basing on Sedimentation and Tectonic Models developed for Pay Deposits according to Drilling and Core Analysis Data. Moscow: Gubkin Russian State University of Oil and Gas; 2015. (In Russ.)
12. Postnikova O.V., Izyurova Ye.S., Postnikov A.V., et al. Researches on Lithologic-Petrophysical Heterogeneity of Reservoirs in Vendian Terrigene Deposits to Refine the Hydrodynamic Model of Chayandinskoe Oil and Gas Condensate Field. Moscow: Gubkin Russian State University of Oil and Gas; 2016. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 6 June 2019
33
