Разработка комплекса исследований по выявлению зон повышенной продуктивности в пределах месторождений углеводородов Непско-Ботуобинской антеклизы (на примере Чаяндинского месторождения) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Ивченко Ольга Владимировна

• Ивченко Ольга Владимировна
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Ивченко Ольга Владимировна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕНД-НИЖНЕКЕМБРИЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ

1.1. История геологической изученности района исследований

1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика Непско-Ботуобинской антеклизы

1.3. Тектоническое строение Непско-Ботуобинской антеклизы

1.3.1. Оценка влияния разломов и надвиговых дислокаций на перспективы нефтегазоносности вендско-нижнекембрийских резервуаров

1.3.2. Трапповый магматизм и его влияние на засолонение пород-коллекторов

1.4. Нефтегазоносность венд-нижнекембрийских отложений Непско-Ботуобинской антеклизы и выявление влияния криолитозоны на термобарические характеристики

ГЛАВА 2. ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ БОТУОБИНСКОГО ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА ЧАЯНДИНСКОГО НГКМ

2.1. История формирования стратиграфических комплексов

2.1.1. Формирование Вилючанского-непского стратиграфического комплекса

2.1.2. комплекса

Формирование тирско-нижнеусольский стратиграфического

2.1.3. Формирование верхнеусольского стратиграфического комплекса

2.2. Седиментологический анализ керна

2.2.1. Результаты комплексных экспериментальных исследований керна разведочных скважин, пробуренных до 2000 г

2.2.2. Результаты комплексных экспериментальных исследований керна разведочных скважин, пробуренных после 2000 г

2.3. Построение литолого-фациальной модели ботуобинского горизонта95

ГЛАВА 3. ИЗУЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ БОТУОБИНСКОГО ГОРИЗОНТА (РАЙОН НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ) ЧАЯНДИНСКОГО НГКМ

ГЛАВА 4. ИЗУЧЕНИЕ ЗАСОЛОНЕНИЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ БОТУОБИНСКОГО ГОРИЗОНТА ЧАЯНДИНСКОГО НГКМ

ГЛАВА 5. ВЫЯВЛЕНИЕ ЗОН С НАИЛУЧШЕЙ ПРОДУКТИВНОСТЬЮ НА ОСНОВЕ ПРОВЕДЕННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

СПИСОК ИЛЛЮСТРИРОВАННОГО МАТЕРИАЛА

СПИСОК ТАБЛИЧНОГО МАТЕРИАЛА

ВВЕДЕНИЕ

Объект исследования - терригенные отложения ботуобинского горизонта вендского нефтегазоносного комплекса.

Предмет исследования - зоны с наилучшей продуктивностью.

Изученность проблемы.

Особенности геологического строения и нефтегазоносности венд-нижнекембрийских отложений Непско-Ботуобинской антеклизы рассмотрены в многочисленных трудах отдельных авторов и авторских коллективов (Обручев В.А., Фукс А.Б., Конторович А.Э., Фролов Б.М., Корвет Н.А., Коваль Н.И., Арчегов В.Б., Мельников Н.В., Шемин Г.Г., Шенфиль В.Ю. и др.). Выполненными исследованиями детализировано строение основных нефтегазоносных комплексов вендских отложений. Это способствовало изучению условий формирования основных продуктивных горизонтов Непско-Ботуобинской антеклизы, в том числе рассматриваемого в работе ботуобинского горизонта непской свиты, при этом вопрос строения отдельно взятых коллекторов и распространения наиболее продуктивных зон указанного горизонта не был освещен. Сложность прогноза была обусловлена, с одной стороны, недооценкой тектонического фактора, геокриологических и термобарических условий залегания месторождений, а с другой - отсутствием четких представлений об условиях формирования коллекторов в пределах конкретных локальных поднятий.

Наиболее полные представления об особенностях формирования ботуобинского продуктивного горизонта и распространения в пределах него наиболее продуктивных зон, можно получить, опираясь на принцип сопоставления результатов различных исследований, т.е. на основе лито-фациального анализа, сопоставляя данные исследований продуктивности, засолонения, термобарических характеристик можно выделить наиболее перспективные с точки зрения добычи зоны исследуемого горизонта.

В дальнейшем, указанный подход распространим на остальные продуктивные горизонты Чаяндинского НГКМ и других месторождений Восточной Сибири.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка комплекса исследований по выявлению зон повышенной продуктивности в пределах месторождений углеводородов Непско-Ботуобинской антеклизы (на примере Чаяндинского месторождения)»

Актуальность исследования.

Освоение месторождений углеводородов Восточной Сибири затруднено сложными геологическими и гидрогеологическими условиями, связанными с высокой минерализацией пластовых вод, засолением коллекторов, гидродинамической изолированностью блоков, а также аномально низкими пластовыми температурой и давлением в продуктивных горизонтах и высоким содержанием гелия в природном газе.

Практическое освоение этих месторождений может быть усовершенствовано благодаря специальным исследованиям в области литолого-фациального анализа и продуктивности скважин, а также уточнением условий формирования продуктивных горизонтов.

В пределах Сибирской платформы, наиболее исследованной геологоразведочными работами, является Непско-Ботуобинская антеклиза, на территории которой и находится уникальное по запасам газа Чаяндинское месторождение, на примере которого построены основные защищаемые положения.

Существенное повышение эффективности разработки продуктивных горизонтов возможно при построении детальной многофакторной модели коллектора, учитывающей его фильтрационно-емкостные характеристики, в том числе засолонение коллекторов, как на уровне прослоев, так и на уровне пласта в целом. Необходимо учитывать, что неоднородность коллектора, его ФЕС, влияющие на характер фильтрации флюида в скважину, анизотропию коллекторских свойств, имеет тесную связь с условиями формирования самого продуктивного горизонта.

Прогноз наиболее перспективных зон (зон повышенной продуктивности) может быть выполнен только с учетом литолого-фациальной модели формирования продуктивного горизонта. В следствии чего установление зон

повышенной продуктивности с использованием литолого-фациального анализа на примере Чаяндинского НГКМ даст возможность выбора наиболее оптимального места заложения скважин, улучшит технологию и рентабельность добычи углеводородного сырья.

Цель исследования - разработка рациональных методов выявления и картирования зон с наилучшей продуктивностью с учетом особенностей геологического строения и формирования продуктивных горизонтов месторождений углеводородов Непско-Ботуобинской антеклизы, с использованием литолого-фациального анализа на примере Чаяндинского НГКМ.

Научные задачи:

1. Выявить закономерности изменения термобарических характеристик месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы.

2. Выполнить анализ внутреннего строения коллекторов ботуобинского горизонта непской свиты на уровне текстурных особенностей и закономерностей изменения его гранулометрии по разрезу, с целью построения литолого-фациальной модели.

3. Охарактеризовать ботуобинский горизонт с точки зрения изменения засолонения коллекторов и продуктивности скважин.

4. Определить наиболее перспективные с точки зрения разработки зоны продуктивного горизонта.

Этапы исследования:

1. Провести анализ геолого-геофизической изученности и нефтегазоносности венд-нижнекембрийских отложений Непско-Ботуобинской антеклизы.

2. Установить влияние генезиса месторождений на фильтрационно-емкостные характеристики пород-коллекторов.

3. Установить связь термобарических характеристик продуктивных горизонтов с наличием криолитозоны в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы.

4. Построить литолого-фациальную модель отложений ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ.

5. Установить степень влияния засолонения коллекторов на фильтрационно-емкостные характеристики.

6. Провести картирование зон повышенной продуктивности с учетом полученных результатов.

Фактические материалы и методы исследования.

Для решения поставленных задач использовались региональные исследования месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы, данные бурения скважин на Чаяндинском НГКМ, геофизические исследования скважин, лабораторные исследования кернового материала, данные по опробованию и испытанию скважин, структурные и тектонические карты. Построение литолого -фациальной модели, а также установление степени влияния засолонения коллекторов на ФЕС и выделение зон развития улучшенных коллекторов ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ проводилось с использованием программных комплексов Petrel, Surfer, Corel Draw и Microsoft.

При проведении исследований автор опирался на фундаментальные достижения в области изучения зон нефтегазонакопления Непско-Ботуобинской антеклизы знаменитых ученых, таких как Шемин Г.Г., Арчегов В.Б., Коваль Н.И., Корвет Н.А., Фролов Б.М., Конторович А.Э., Фукс А.Б., Обручев В.А. и др., в области литолого-фациального анализа, таких как Гроссгейм В.А., Гурова Т.И., Рухин Л.Б., Страхов Н.М., Муромцев B.C., Конибир Ч.Э-Б., Селли Р.Ч. и др.

Научные положения, выносимые на защиту:

Разработана концепция многоуровневой литолого-фациальной модели терригенного коллектора ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ, включающая результаты продуктивности скважин и засолонения коллекторов, с целью оптимизации методологии прогноза и разработки продуктивных залежей Непско-Ботуобинской антеклизы на основе анализа закономерностей формирования пласта, изучения структурных особенностей и фильтрационно-емкостных характеристик, а также этапности построения модели.

1. Тектонические движения в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы являются малоамплитудными.

2. Установленная связь термобарических характеристик продуктивных горизонтов Непско-Ботуобинской антеклизы с распространением криолитозоны

3. Модель лито-фациальной изменчивости ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ, относящаяся к отложениям приливно-отливной равнины, верхней части берегового склона, нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны и отложения предпляжевой и переходной зоны.

4. Технология построения литолого-фациальной модели терригенных коллекторов Непско-Ботуобинской антеклизы, с целью оптимизации процесса разработки на основе усовершенствованной автором методики фациального анализа, учитывающей процессы засолонения и зоны максимальной продуктивности скважин.

Новизна научных результатов и личный вклад автора заключается в следующем:

1. Разработан новый способ изучения терригенного коллектора, в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы, как многоуровневого объекта эксплуатации залежей углеводородов, строение которого обусловлено термобарическими, тектоническими, литолого-фациальными и текстурными особенностями его формирования.

2. Установлена связь термобарических характеристик продуктивных горизонтов Непско-Ботуобинской антеклизы с распространением криолитозоны.

3. Изучена структура разнофациальных терригенных коллекторов на основе данных исследований кернового материала, выявлены зоны развития засолонения коллекторов и зоны повышенной продуктивности скважин;

4. Установлена зависимость типов коллекторов, соответствующих различным зонам продуктивности.

5. Выработанные методические приемы картирования позволяют сделать вывод, что наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами обладают отложения берегового склона, в структурном плане совпадающие с центральными

областями ботуобинского горизонта, соответствующие зонам с максимальной удельной продуктивностью.

6. Выполненный анализ засолонения ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ позволяет сделать вывод о наличии двух типов пород-коллекторов, различающихся по степени засолонения и в структурном плане, совпадающих с различными лито-фациальными зонами.

Практическая значимость работы:

1. Установление связи термобарических характеристик продуктивных пластов с распространением криолитозоны повышает достоверность прогноза наличия аномально низких пластовых температур.

2. Разработанный методологический подход в изучении строения терригенного коллектора ботуобинского горизонта Непско-Ботуобинской антеклизы на основе анализа данных термобарических, тектонических характеристик, данных ФЕС, исследований кернового материала и засолонения существенно повышает достоверность прогноза строения коллектора, как объекта разработки залежей углеводородов.

3. Предложенная концепция построения литолого-фациальной модели, учитывающая индивидуальность фильтрационно-емкостных характеристик, структурных и текстурных особенностей, значительно улучшает эффективность разработки залежей углеводородов.

4. Выявление зон с наилучшей продуктивностью с учетом генезиса месторождений углеводородов Непско-Ботуобинской антеклизы с использованием литолого-фациального анализа, может быть использовано для выбора оптимальной расстановки добывающих скважин и в дальнейшем совершенствования технологий добычи углеводородного сырья в Восточной Сибири.

Апробация работы и публикации:

Основные положения диссертационной работы изложены автором в 1 0 публикациях, в том числе четыре в журналах, входящих в «Перечень ...» ВАК Минобрнауки РФ:

Статьи в рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК при Минобрнауки России:

1. Ивченко, О.В. Зависимость удельной продуктивности скважин от их фациальной принадлежности и засолонения коллекторов на примере ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения / О.В. Ивченко // Территория нефть и газ. - 2014. - № 3. - С 50-55 - 0,75/0,75.

2. Ивченко, О.В. Влияние разрывной тектоники на нефтегазоность вендско-нижнекембрийских отложений южных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская антеклиза и сопредельные территории) / О. В. Ивченко, Е.Е Поляков., М.В. Ивченко // Вести газовой науки. - 2016. - № 1(25). - С 40-62 -2,88/0,94.

3. Поляков, Е.Е. Решение научных проблем при подсчете запасов углеводородов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / Е.Е. Поляков, А.Е. Рыжов, О.В. Ивченко и др. // Вести газовой науки. - 2017. - № 3(31). - С 172-186 - 1,88/0,75.

4. Мельникова, Е.В. Анализ освоения и эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин месторождений Восточной Сибири / Е.В. Мельникова, О.В. Ивченко, Е.А. Пылёв и др. // Вести газовой науки. - 2018. - №2 3(35). - С 62-70

- 1,13/0,25.

Публикации в других научных изданиях:

5. Ивченко, О.В. Особенности формирования месторождений углеводородов Непско-Ботуобинской антеклизы / О.В. Ивченко, М.В. Ивченко, А.А. Алекснин // Проблемы развития газовой промышленности Сибири: Материалы XVI научно-практической конференции молодых ученых и специалистов. ООО «ТюменНИИгипрогаз». - Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2010.

- 335 с. - С. 23-24 - 0,13/0,07.

6. Изюмченко, Д.В. Проблемы и перспективы освоения минерально-сырьевых ресурсов Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области / Д.В. Изюмченко, Г.П. Косачук, С.В. Буракова, С.И. Буточкина, О.В. Ивченко и др. // Актуальные проблемы и перспективы освоения

месторождений углеводородов: Материалы II Международной конференции: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - М: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - 220 с. - С. 105 - 0,13/0,04.

7. Ивченко, О.В. Зависимость удельной продуктивности скважин от их фациальной принадлежности и засолонения коллекторов на примере ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения / О.В. Ивченко // Инновационный потенциал молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром»: Материалы научно-практических конференций молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром». ОАО «Газпром». - М: Газпром экспо, 2014.- 421 с. - С. 47 - 56 -0,75/0,75.

8. Ивченко, О.В. Проблемы освоения нефтегазоконденсатных месторождений Якутского центра газодобычи / О.В. Ивченко // Актуальные проблемы и перспективы освоения месторождений углеводородов: Материалы III Международной конференции. ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - М: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - 232 с. - С. 392 -0,13/0,13.

9. Ивченко, О.В. Ключевые проблемы освоения нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений северо-востока Непско-Ботуобинской антеклизы (Восточная Сибирь) / О.В. Ивченко // Актуальные вопросы разработки нефтяных оторочек на газовых и газоконденсатных месторождениях: Материалы семинара ООО "Газпром ВНИИГАЗ". ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - М: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - 181 с. - С. 22 - 0,13/0,13.

10. Ивченко, О.В. Особенности формирования продуктивных горизонтов Непско-Ботуобинской антеклизы в связи с их вторичным засолонением / О.В. Ивченко // Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли. Проблемы устойчивого развития: Сборник трудов Международной научно-практической конференции. ФГАОУ ВО «Северо-Кавказский федеральный университет». -Ставрополь: АРГУС Ставропольского гос. аграрного ун-та, 2020. - 492 с. - С. 6268 - 0,13/0,13.

В том числе основные результаты и отдельные разделы диссертационной работы были доложены автором на следующих российских и международных научных конференциях: XVI Научно-практическая конференция молодых ученых

и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири» (Тюмень, 17-21 мая 2010 г.); II Международная научно-практической конференция «Актуальные проблемы и перспективы освоения месторождений углеводородов» (г. Москва, 15-16 мая 2012 г.); V Международная молодежная научно-практическая конференция «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» (г. Москва, 20- 22 ноября 2013 г., присуждено I место); IV Молодежный научно-технический семинар «Актуальные вопросы разработки нефтяных оторочек на газовых и газоконденсатных месторождениях» (г. Москва, 4 июня 2014 г.); III Международная научно-практическая конференция «Актуальные проблемы и перспективы освоения месторождений углеводородов» (г. Москва, 2-3 октября 2014 г.); международная научно-практическая конференция «Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли. Проблемы устойчивого развития» (г. Ставрополь, 8-9 декабря 2020 г.).

Результаты работ использовались ООО «Газпром ВНИИГАЗ» при выполнении подсчета запасов углеводородов Чаяндинского НГКМ (2015 г.), в рамках выполнения авторского надзора за разработкой Чаяндинского НГКМ и составления Дополнения к технологической схеме разработки, а также в рамках исследовательских работ по сопредельным месторождениям Непско-Ботуобинской антеклизы.

Структура и объем работы:

Диссертация состоит из введения, 5-ти глав, заключения и списка литературы из 62 наименований. Работа изложена на 145 страницах, содержит 50 иллюстраций и 7 таблиц.

Диссертация выполнена на кафедре геологии нефти и газа Института наук о земле Северо-Кавказского Федерального Университета. Тематически она связана с научно-исследовательскими работами, выполняемыми ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по договорам с ПАО «Газпром», ОАО «Газпром добыча Ноябрьск», ООО «Газпром недра» и др.

Автор отдает дань глубокого уважения и искренней признательности своему научному руководителю, доктору технических наук, профессору Гасумову Рамизу Алиджавад-оглы.

При выполнении работы автор пользовался консультациями, советами и рекомендациями Стерленко З.В., Тумановой Е. Ю., Полякова Е.Е., Рубана Г.Н., Короткова С.Б. и др.

Всем этим ученым, рекомендации которых были конструктивными, автор искренне признателен и глубоко благодарен.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕНД-НИЖНЕКЕМБРИЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ

1.1. История геологической изученности района исследований

Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область, приуроченная к одноименной антеклизе, располагается на юге Сибирской платформы, в пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

Вопросами изучения зон нефтегазонакопления Восточной Сибири в разные годы занимались многие исследователи: Шемин Г.Г. (2007 г.), Арчегов В.Б. (1999 г.), Коваль Н.И. (1991 г.), Корвет Н.А. (1986 г.), Фролов Б.М. (1985), Конторович А.Э. (1982 г.), Фукс А.Б. (1980 г.), Обручев В.А. (начало XX века) и др.

Промышленная продуктивность вендских и нижнекембрийских отложений в Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области была установлена в 70-е годы ХХ в. Здесь были открыты Среднеботуобинское (1970 г.), Хотого-Мурбайское (1977 г.) и Верхневилючанское (1975 г.) месторождения.

На настоящий момент в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы открыто более 40 месторождений.

Одновременно с разведкой этих месторождений проводились поисковые работы в прилегающих районах (сейсморазведка, параметрическое бурение). Сейсморазведочные работы на рассматриваемой территории проводятся со второй половины 60-х гг. Результатом этих работ стало подтверждение наличия в осадочном чехле Непско-Пеледуйского свода двух куполовидных поднятий -

Пеледуйского и Талаканского, в пределах которых было пробурено несколько параметрических скважин.

К бурению были подготовлены ряд малоамплитудных антиклинальных структур: Бюктанарская (1976 г.), Озерная (1977 г.), Нижнехамакинская (1982 г.), Нижнечаяндинская (1983 г.), Верхнесюльдюкарская (1983 г.) [1, 2].

Бурение Бюктанарской структуры в 1976-1978 гг. не подтвердило наличие антиклинальной складки, показав залегание пологой моноклинали. Из отложений ботуобинского продуктивного горизонта были получены притоки воды с газом и нефтью.

На Озерной структуре из скважин №760, 761 и 763 были получены притоки газа из ботуобинского и хамакинского продуктивных горизонтов, месторождение названо Озерным. Дальнейшее бурение подтвердило промышленную газоносность ботуобинского и хамакинского продуктивных горизонтов и выявило наличие коллекторов в талахском горизонте. Проведенные к концу 1988 г. буровые работы показали, что Озерная антиклиналь, закартированная сейсморазведкой, на юге не замыкается и в эту сторону происходит моноклинальный подъём слоев. На Нижнехамакинской площади в 1979 году в скважине 751 из коллекторов талахского и хамакинского горизонтов был получен газ. Впоследствии газоносность этих горизонтов была подтверждена, а также выявлена газоносность вилючанского горизонта (скв. 841 и 842).

Месторождение было названо Нижнехамакинским. Дальнейшее бурение показало наличие небольших притоков газа из ботуобинского горизонта. Нижнехамакинская антиклиналь, закартированная сейсморазведкой, не замыкается, в южном направлении происходит моноклинальный подъем слоев. В 1987 году на Восточно-Талаканской площади в скв. 808 из коллекторов хамакинского горизонта был получен газ, месторождение было названо Восточно-Талаканским. В 1988 году, исходя из схемы строения фундамента, региональной схемы развития коллекторов, данных бурения на Бюктанарской площади, Озерном и Нижнехамакинском месторождениях было высказано предположение о наличии Чаяндинской неантиклинальной ловушки, связанной с выклиниванием

коллекторов ботуобинского горизонта на склоне Пеледуйского выступа фундамента.

Ловушка была приурочена к моноклинали и охватывала значительную площадь к югу от Среднеботуобинского месторождения. В 1989 году был обоснован следующий вариант геологического строения и нефтегазоносности, согласно которому к северо-восточному моноклинальному погружению Пеледуйского выступа фундамента, в разрезе вендских терригенных отложений, приурочено три связанных с выклиниванием и замещением продуктивных коллектора ловушки неантиклинального типа, сложно расположенные в плане относительно друг друга: Талахская (талахский продуктивный горизонт), Хамакинская (хамакинский продуктивный горизонт) и Чаяндинская (ботуобинский продуктивный горизонт).

Открытые ранее (до 1988 г.) Озерное, Нижнехамакинское и ВосточноТалаканское месторождения являются частями единого крупного месторождения, названного впоследствии Чаяндинским.

В Нюйско-Джербинской впадине в 1977 году открыто Хотого-Мурбайское месторождение. В результате геолого-геофизических работ в пределах НюйскоДжербинской впадины и на границе с Байкало-Патомской складчатой областью выявлены признаки мощных надвиговых зон с высокой амплитудой вертикального (до 1-3 км) и горизонтального смещения пород (до 10 км и более) [3].

Если учесть тенденцию утолщения осадочного чехла в северо-восточной части впадины и наращивание разреза за счет рифейских отложений, то следует ожидать и увеличения этажа газоносности. В связи с этим можно предполагать и высокие перспективы нефтегазоносности отложений рифея, венда и кембрия [4].

1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика Непско-Ботуобинской антеклизы

В геологическом строении района работ принимают участие нижнепротерозойские образования кристаллического фундамента и вендские, кембрийские, юрские и четвертичные отложения осадочного чехла (рисунок 1. 1)

[5, 6].

Номенклатура стратиграфических подразделений венд-кембрийских отложений различается для разных районов Непско-Ботуобинской антеклизы. В данном разделе приведена литолого-стратиграфическая характеристика района Непского свода, в пределах которого расположен объект исследований -Чаяндинское НГКМ.

В настоящее время венд Сибирской платформы подразделяется на четыре региональных стратиграфических горизонта. Два нижних (вилючанский и непский) обычно относятся к нижнему венду, тирский большинством исследователей датируется верхним вендом. Основная часть даниловского горизонта также относится к верхнему венду, однако его верхи, по всей видимости, имеют уже нижнекембрийский возраст.

Наиболее древними образованиями осадочного чехла здесь являются терригенно-карбонатные отложения талаканской свиты верхнего рифея -нижнего венда, со стратиграфическим и угловым несогласием залегающие на породах кристаллического фундамента. Свита условно помещена на уровень верхов рифея - низов венда. Толщина свиты в пределах Непско-Пеледуйского свода колеблется от 0 до 297 м.

Рисунок 1.1

- Сводный литолого-стратиграфический разрез Непского свода Непско-Ботуобинской НГО

Толща вендских отложений начинается с хоронохской свиты нижнего венда, несогласно перекрывающей породы талаканской свиты и представленной кварцевыми песчаниками светло-серыми, средне-крупнозернистыми до гравийных, редко мелкозернистыми с тонкими прослоями аргиллитов и алевролитов бурых и зеленовато-серых.

На некоторых участках хоронохская свита залегает непосредственно на породах фундамента. Отложения свиты вскрыты в отдельных грабенах Непско-Пеледуйского свода и в Вилючанской седловине. Толщина свиты составляет 0-61 м. Проницаемые пласты песчаников хоронохской свиты выделяются в вилючанский продуктивный горизонт, из которого в единичных скважинах Чаяндинского месторождения получены притоки газа.

Талахская свита сложена алевролитами с пачками песчаников, реже аргиллитов, и гравелитами в основании. Песчаники коричневые, буровато и зеленовато-серые, от мелко- до крупнозернистых, часто разнозернистые, полевошпатово-кварцевые, участками глинистые, слоистые. Алевролиты и аргиллиты пестроокрашенные, иногда тонкослоистые, на поверхностях наслоения отмечаются отдельные гравийные зерна кварца. Толщина свиты на изучаемой территории изменяется от 32 до 97 м.

Свита несогласно залегает на породах кристаллического фундамента и хоронохской свиты. Она имеет повсеместное распространение на Чаяндинском месторождении и выклинивается только на северо-западе Непско-Ботуобинской антеклизы. В составе свиты выделяется талахский продуктивный горизонт. Из него на Чаяндинском месторождении получены притоки газа.

Паршинская свита повсеместно распространена на Непско-Пеледуйском своде и по литологическим признакам подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита состоит из переслаивания сильно обогащенных доломитами аргиллитов и алевролитов серых, зеленовато-серых, красновато-бурых с редкими тонкими прослоями пестроокрашенных средне-крупнозернистых полевошпатово-кварцевых песчаников. Толщина нижней подсвиты 41 - 99 м. Ее отложения согласно залегают на талахской свите и несогласно с перерывом перекрываются

верхней подсвитой, сложенной песчаниками в нижней части и аргиллитами с прослоями доломитов и алевролитов - в верхней. Песчаники серые, средне-крупнозернистые, полевошпатово-кварцевые, косослоистые с глинисто-ангидритовым и глинисто-карбонатным цементом, содержат тонкие прослои зеленовато-серых и красно-бурых алевритистых аргиллитов, гравелитов. Общая толщина пачки песчаников изменяется от 20 до 100 и более метров, увеличиваясь к юго-востоку. К этой пачке приурочен хамакинский продуктивный горизонт, из которого на Чаяндинском месторождении получены притоки газа.

Аргиллиты темно-серые, зеленовато-серые и пестроокрашенные, участками трещиноватые, часто переслаиваются с тонкими прослоями доломитов и алевролитов зеленовато-серых глинистых. На севере и северо-западе района верхняя пачка размыта, максимальные толщины отмечены на юго-востоке. Толщина верхней подсвиты 21 - 117 м. Толщина паршинской свиты в пределах Чаяндинского месторождения изменяется от 60 до 200 и более метров.

На паршинской свите с перерывом залегают отложения, объединенные в иктехскую серию. В ее составе выделяются бюкская, успунская и кудулахская свиты.

Бюкская свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю - терригенную и верхнюю - карбонатную. Нижняя подсвита сложена преимущественно песчаниками светло-серыми до белых, кварцевыми, реже полевошпатово-кварцевыми, разнозернистыми. Толщина подсвиты до 40 м. В отложениях нижнебюкской подсвиты выделяется ботуобинский продуктивный горизонт, из которого получены притоки газа и нефти на Чаяндинском месторождении. Верхняя подсвита сложена доломитами, ангидрито-доломитами, прослоями доломитовых мергелей и аргиллитов, реже алевролитов и песчаников. Толщина подсвиты 17-107 м. Общая толщина бюкской свиты составляет 28-150 м.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ивченко Ольга Владимировна, 2022 год

/ •\ -

/ •

/ф \

/т \

0 25

Песок

50

75 100

Глина

Рисунок 2.12 - Фракционный состав пород-коллекторов ботуобинского горизонта, скв. №321-40 Чаяндинского НГКМ

Содержание цемента в песчано-алевритовых породах ботуобинского горизонта в среднем составляет 4-6%. Первичный (седиментационный) глинистый цемент в продуктивной части горизонта составляет не более 1%. По минеральному составу цемент иллитовый и примесью хлорита. Кроме первичного цемента в песчаниках установлены эпигенетические сульфатный (ангидритовый) и карбонатный (доломитовый) цементы. Ангидритовый цемент, как правило, неравномерно не более 3-5% от общего объема пор заполняет поровое пространство между кварцевыми зернами. Тип цемента порово-базальный, структура крупнокристаллическая, пойкилитовая. Доломитовый цемент встречается в количестве не более 1%. Он представлен исключительно поровым типом, микроструктура мозаичная, среднекристаллическая.

Вторичные изменения выражены слабо и проявляются главным образом в гравитационном уплотнении зерен, за счет которого появляются прямолинейные контакты между зернами (преобладают). Конформно-регенерационные границы не превышают 15%. Таким образов в зоне нефтяной оторочки породы изменены до стадии начального катагенеза (зона неизмененного глинистого цемента, по шкале Перозио).

Паршинская свита. Во вскрытом разрезе (1993-1997м.) породы паршинской свиты представлены глинистыми алевролитами с прослоями крупнозернистых ангидритизированых алевролитов. Минеральный состав обломочной части не отличаестя от состава пород ботуобинского горизонта. За счет увеличения седиментационной глинистой составляющей преобладающим типом цемента является базальный иллитовый цемент. Диагностированы зоны интенсивной раннедиагенетической пиритизации, приуроченные к глинистому материалу, обогащенному ОВ.

В крупнозернистых разностях широко развиты процессы выделения вторичного ангидрита (рисунок 2.13) в виде базального крупнокристаллического цемента, резко снижающего емкостные характеристики алевролитов (до перехода в неколлектора).

Рисунок 2.13 - Крукпнокристаллический сульфатный (ангидритовый) цемент в алевролитах паршинской свиты, скв. №321-40 Чаяндинского

НГКМ. Шлиф, увел. 60+

Гранулометрический анализ является важнейшим методом изучения терригенных пород. Гранулометрический анализ производится:

• в классификационных целях - для установления структурных характеристик обломочных пород (количества обломков определенного размера, сортировки и т.д.)

• для оценки пород как коллекторов нефти и газа и определения рассеянной глинистости;

• для выявления генетических признаков, необходимых при палеогеографических реконструкциях (способы и дальность переноса, пути миграции обломков, условия отложения и т.п.).

При определении гранулометрического состава пород ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения использовался комбинированный метод ситового и седиментационного (пипеточного) анализа, а также подсчет в шлифах.

Образцы для проведения анализа отбирались максимально близко к точкам отбора цилиндрических образцов, на которых проводились стандартные петрофизические исследования. До проведения анализа фракционного состава образцы экстрагировались спирто-бензольной смесью до полного удаления нефтяных и битуминозных веществ. Гранулометрический анализ выполнен в соответствие с [28].

Результаты гранулометрического анализа приведены в таблице 2.1.

Изучение фильтрационно-емкостных свойств проводилось по комплексной методике изучения керна. Порядок определения свойств на стандартных образцах керна был следующим: определение сухой массы образца, после сушки в печи; абсолютной газопроницаемости по азоту; насыщение пластовой моделью пластовой воды на вакуумной установке; определение массы насыщенного образца в атмосферных условиях и гидростатическим взвешиванием; определение остаточной водонассыщенности методом центрифугирования и капилляриметрии.

В результате исследований по ботуобинскому горизонту в скважине №32140 работы выполнены в объеме: 94 определений пористости; 95 абсолютной газопроницаемости; 89 определения неснижаемой остаточной водонасыщенности, эффективной пористости и эффективной проницаемости. Связи основных петрофизических параметров приведены на рисунках 2.14-2.20.

Таблица 2.1 - Результаты гранулометрического анализа скв. №321-40

2 Й Я эт й Л 1£Т Гравий Песок Алеврит Глина

Л ю кз кз сз мз к/з м/з и о Алеврит

№ п/п Л о к ю о Й Л о £ о й ю £ >1 1-0.7 0.7-0.5 0.5-0.25 0.25-0.1 0.1-0.05 0.05-0.01 0.01-0.005 0.005-0.001 <0.001 & тр о о т о « Песок Глина Гранулометрический тип

1 751/9 1979.78 0 0 0.1 27.3 54.9 11.5 2.9 0.3 0.6 2.3 1.3 82.4 14.3 3.3 песчаник алевритистый

2 755/9 1980.45 0 0 0.2 11.0 57.5 20.2 6.2 0.8 1.0 3.1 1.5 68.7 26.4 4.9 песчаник алевритовый

3 758/9 1981.03 0 0 0.1 34.3 51.4 7.5 2.9 0.2 0.8 3.0 1.3 85.7 10.4 3.9 песчаник алевритистый

4 761/9 1981.65 0 0 0.1 32.4 49.2 8.1 5.9 0.4 1.1 2.8 1.4 81.7 15.0 4.3 песчаник алевритистый

5 766/9 1982.38 0 0.1 0.2 53.2 33.9 7.2 1.7 0.2 0.2 3.4 1.3 87.3 8.9 3.8 песчаник алевритистый

6 771/9 1983.12 0 0.1 0 30.1 46.1 13.5 2.3 1.3 2.4 4.3 1.4 76.2 15.8 8.0 песчаник алевритистый

7 775/9 1983.80 0 0.1 0.2 50.2 42.4 3.1 1.1 0.2 0.1 2.6 1.3 92.9 4.2 2.9 песчаник

8 780/9 1984.73 0 0 0 2.6 36.7 47.3 9.7 1.0 0.7 2.1 1.5 39.3 57.0 3.7 алевролит песчаный

9 788/9 1986.25 0 0 0 3.0 35.1 50.1 7.2 0.9 0.6 3.0 1.5 38.2 57.4 4.5 алевролит песчаный

10 793/9 1987.04 0 0 0 0.4 22.7 55.1 16.5 1.1 0.9 3.3 1.4 23.1 71.6 5.3 алевролит песчанистый

11 799/9 1988.15 0 0 0 30.2 46.2 14.8 5.2 0.2 0.7 2.8 1.3 76.4 20.0 3.6 песчаник алевритистый

12 806/9 1989.28 0 0 0 11.9 60.9 11.2 11.7 0.7 0.3 3.2 1.4 72.8 22.9 4.3 песчаник алевритовый

13 810/9 1990.04 0 0 0 3.4 47.4 32.2 9.3 2.0 1.5 4.3 1.6 50.8 41.5 7.7 песчаник алевритовый

14 816/9 1991.03 0 0 0 0.3 12.7 65.2 15.6 1.9 1.1 3.1 1.3 13.0 80.8 6.2 алевролит песчанистый

15 821/9 1991.90 0 0 0 0.0 3.5 86.1 6.0 0.6 0.9 2.9 1.2 3.5 92.1 4.4 алевролит

16 834/9 1994.45 0 0 0 0.1 4.8 81.7 3.4 2.6 2.5 4.9 1.2 4.9 85.1 10.0 алевролит глинистый

17 837/9 1994.91 0 0 0 0.1 5.3 72.2 15.5 0.8 1.1 5.0 1.3 5.4 87.7 6.9 алевролит песчанистый

18 839/9 1995.29 0 0 0 0.2 4.2 77.8 10.3 1.8 1.2 4.4 1.2 4.4 88.1 7.5 алевролит глинистый

19 841/9 1995.60 0 0 0 0.2 13.3 70.8 10.7 1.6 1.3 2.2 1.3 13.5 81.5 5.0 алевролит песчанистый

20 845/9 1997.08 0 0 0 0.2 9.4 46.7 31.6 3.9 3.6 4.6 2.0 9.6 78.3 12.1 алевролит глинистый

Как видно, пористость меняется в диапазоне от 4,8% до 23,1%, а в ботуобинском горизонте от 7.3% до 23.1% при среднем значении 14.6%. (рисунок 2.14), Проницаемость измеряется в диапазоне от 1.19 мД. до 3000 мд для пород пласта-коллектора (рисунок 2.15), в неколлекторе менее 0.01 мД. Понижение значений пористости и проницаемости связанно с сульфатизацией песчаников и алевролитов ботуобинского горизонта.

б) ботуобинский горизонт и кровля паршинской свиты Рисунок 2.14 - Гистограммы распределения пористости, скв. № 321-40 Чаяндинского НГКМ

Рисунок 2.15 - Гистограммы распределения проницаемости, ботуобинский горизонт, скв. № 321-40 Чаяндинского НГКМ.

Необходимо отметить, что так же были выполнены измерения проницаемости по Клинкинбергу.

Остаточная водонасыщенность определялась центрифугированием при 4500 об/мин. (Рвыт = 0.4 МПа). Обороты выбраны в зависимости от класса проницаемости исследуемых образцов керна (по А.А. Ханину) продуктивных горизонтов Чаяндинского месторождения. Диапазон изменения остаточной водонассыщенности от 4.4% до 84.2%, по всему керновому материалу и от 4.4% до 35.1% по ботуобинскому горизонту (рисунок 2.16). Увеличение остаточной воды связанно с уменьшением размера фракции обломочного материала (песчаник мелокозернистый, песчаник алевритистый), соответственно, наименьшими значаниями Кво характеризуются песчаники среднезернистые ботуобинского горизонта. На рисунке 2.17 показано сопоставление проницаемости с пористостью и эффективной пористость для продуктивных отложений ботуобинского горизонта, связь характеризуется как удовлетворительная 0.56 для связи Кпр = f (Кп) и как хорошая для Кпр = f (Кп. эф) R2 = 0.75.

Уравнения имеют вид:

Кпр. = 0.08^е046Кп (2.1)

Кпр. = 0.35-еа 46'Кпэф. (2.2)

где Кпр - абсолютная проницаемость по газу (азот), Кп - коэффициент пористости, Кп.эф. -пористость эффективная.

Водонасыщенность, %

а) ботуобинский горизонт

Водонасыщенность, %

б) ботуобинский горизонт и кровля паршинской свиты Рисунок 2.16 - Гистограммы распределения остаточной водонасыщенности, скв. № 321-40 Чаяндинского НГКМ.

10000

1000

1 100

2 с; о о ю го

о

о ф

го

X

о 1=

о Кпр=f(Кп.о), п = 93 О Кпр=^Кп.эф), п = 89

0.46х

у = 0.35е К2 = 0.75

10

0.1

0.01

/о

о О

о •

,о о,

о

о _

Л

оов • - ^ о

°оО°

у = 0.08ес К2 = 0.56

0

5 10 15 20

Пористость (Кп.о, Кп.эф), %

25

1

Рисунок 2.17 - Сопоставление абсолютной проницаемости с пористостью и эффективной пористостью. Ботуобинский горизонт, скв. № 321-40 Чаяндинское НГКМ

Связь пористости с объемной плотностью, показана на рисунке 2.18 коэффициент корреляции составляет 0.95, уравнение имеет вид: 5 = -0.027-Кд + 2.65 (2.3)

где 5 - объемная плотность, Кп - коэффициент пористости.

Из уравнения следует, что минералогическая плотность для ботуобинского горизонта по результатам определений на образцах керна скв. №321-40 Чаяндинского НГКМ составляет 5ск = 2.65 г/см3, что соответствует чистому кварцу.

Рисунок 2.18 - Сопоставление объемной плотности с пористостью. Ботуобинский горизонт, скв. № 321-40 Чаяндинское НГКМ

На рисунке 2.19 приведено сопоставление остаточной водонасыщенности с эффективной и открытой пористостью, а также абсолютной и эффективной проницаемости с остаточной водонасыщенностью для скважины №321-40.

5 10 15 20

Пористость эффективная, %

10000

1000

100

£ 10 с

0.1

о. 0.01 с

0.001

0.0001

Н'

V

ф

• б-.

о п = 76

у = 2577.78е К2 = 0.58

20 40 60 80

Остаточная водонасыщенность, %

100

100

80

ЕТ 60

40

О 20

о п = 76

у = -0.04х2 + 0.26х + 21.78 К2 = 0.22

10 15 20

Пористость открытая, %

25

20 40 60 80

Остаточная водонасыщеность, %

Рисунок 2.19 - Сопоставление остаточной водонасыщенности с эффективной и открытой пористостью, а также абсолютной и эффективной проницаемости с остаточной водонасыщенностью. Ботуобинский горизонт,

скв. №321-40 Чаяндинского НГКМ

0

0

5

0

Для выяснения характера влияния насыщения образцов модельной водой с минерализацией 370 г/л на изменения структуры порового пространства и фильтрационные характеристики породы для части образцов были выполнены определения проницаемости после вытеснения воды и последующей сушки

образцов. Результат приведен на рисунке 2.20. Совершенно очевидно, что несмотря на предельную насыщенность модельной воды происходит растворение солевого цемента и, как следствие, увеличение пористости и проницаемости.

Рисунок 2.20 - Сопоставление определений абсолютной проницаемости до насыщения моделью пластовой воды и после.

Ботуобинский горизонт, скв. № 321-40 Чаяндинское НГКМ

По результатам определений коллекторских свойств и литолого-петрофизическому анализу можно сделать вывод, что верхняя часть паршинской свиты представлена породами-покрышками, и характеризуется низкими значениями пористости и проницаемости, практическими нулевыми значениями

эффективной пористости с высокой остаточной водонасыщенностью. Породы кровли паршинской свиты относятся к неколлекторам.

2.2.1.2. Результаты комплексных экспериментальных исследований

керна по скв. №321-41

По результатам изучения шлифов установлено, что отложения ботуобинского горизонта вскрытые скважиной №321-41, представлены мелко-среднезернистыми песчаниками и реже песчанистыми алевролитами [28]. Размер зерен изменяется от 0,03 до 0,7 мм. Преобладает фракция 0,1-0,3 мм (медианный размер 0.18 мм). Сортировка обломочного материала высокая: коэффициент сортировки 1,3-1,6. По минеральному составу песчаники относятся к группе мономиктовых кварцевых или олигомиктовых пород (по классификации В.Д. Шутова). Содержание кварца составляет 85-94 % от суммарного содержания обломочных зерен (рисунок 2.21). Зерна кварца характеризуются изометричной формой и средней окатанностью.

Полевые шпаты представлены плагиоклазами и КПШ: микроклином и ортоклазом, кристаллы которых, как правило, имеют характерный таблитчатый облик. Зерна КПШ слабо свежие, без следов пелитизации. В единичных зернах частичное отмечено замещение КПШ доломитом. Содержание КПШ составляет 27 %. Среди плагиоклазов диагностированы кислые и средние разности.

Обломки пород составляют менее 5%; они представлены окатанными фрагментами микрокварцитов, сростками кварца и КПШ (граниты) и кристаллических сланцев.

Акцессорные минералы (менее 2 %) представлены мусковитом, цирконом, пиритом.

Содержание цемента в песчано-алевритовых породах ботуобинского горизонта в среднем составляет 4-6 %. Первичный (седиментационный) глинистый цемент в продуктивной части горизонта составляет не более 1 %. По минеральному составу цемент иллитовый с примесью хлорита. Кроме первичного цемента в песчаниках установлены эпигенетические сульфатный (ангидритовый) и карбонатный (доломитовый) цементы. Вторичный сульфатно-карбонатный цемент, как правило, неравномерный, пятнистый. Ангидритовый цемент, как правило, неравномерно не более 3-5 % от общего объема пор. Он заполняет поровое пространство между кварцевыми зернами.

скв. №321-41 Чаяндинского НГКМ. Шлиф, увел. 40, николи+

Тип цемента порово-базальный, структура крупнокристаллическая, пойкилитовая. Доломитовый цемент встречается в количестве не более 1 %;

представлен исключительно поровым типом, микроструктура мозаичная, среднекристаллическая. Кроме сульфатно-карбонатного цемента, по результатам исследования шлифов, можно уверенно предположить присутствие в цементе пород водорастворимых солей, которые были растворены при водной полировке препаратов. Это подтверждается присутствием в ряде проб (шлифов) зон разуплотнения зерен, когда отдельные частицы породообразующих минералов песчаников не соприкасаются друг с другом, они как бы отдельно погружены в канадский бальзам. Подобная структура возможна, только если предположить, что перед окончательной полировки шлифа эти зерна были скреплены солевым базальным цементом. Количественные показатели неравномерного засолонения коллекторов ботуобинского горизонта были выявлены при гидрохимическом изучении ионного состава водных вытяжек из пород и по результатам рентгенофазового анализа.

Вторичные изменения выражены слабо и проявляются главным образом в гравитационном уплотнении зерен, за счет которого появляются прямолинейные контакты между зернами (преобладают). Конформно-регенерационные кварц-альбитовые контакты не превышают 20 %. Таким образом, породы ботуобинского горизонта изменены до стадии начального катагенеза. Аутигенные минералы присутствуют в количестве 2-5 %, среди которых основными являются регенерационный кварц и альбит, формирующие каемки вокруг зерен кварца и плагиоклазов, диагенетический мелкоглобулярный пирит, сидерит, доломит и ангидрит.

Результаты гранулометрического анализа по скважине № 321-41 приведены в таблице 2.2.

Результаты определения фракционного состава пород ботуобинского горизонта приведены на рисунке 2.22.

Таблица 2.2 - Результаты гранулометрического анализа пород ботуобинского горизонта скв. № 321-41 Чаяндинское НГКМ

£ Лаб. номер обр. Горизонт Глубина отбора образца (после увязки), м Пористость,% Проницаемость, мД Содержание фракций, % Коэф.сортировки Суммарное содержание фракций, % Гранулометрический тип

Гравий Песок к/з с/з м/з Алеврит к/з м/з Глина песок+гравий алеврит глина

>1 мм 1-0.5 мм 0.5-0.25 мм 0.25-0.1 мм 0.1-0.05 мм 0.05-0.01 мм <0.01 мм

1 701/10 Ы 1940.73 6.8 390 0.4 1.0 55.9 35.3 4.9 1.0 1.5 1.5 92.6 5.9 1.5 Песчаник с/з

2 704/10 Ы 1941.52 5.0 263 0.7 1.2 50.9 38.0 5.3 1.5 2.4 1.6 90.8 6.8 2.4 Песчаник с/з

3 706/10 ы 1941.96 23.4 1112 0.0 1.7 39.2 56.6 1.7 0.3 0.5 1.5 97.5 2.0 0.5 Песчаник м/з

4 708/10 ы 1942.27 17.1 877 1.3 2.9 38.9 53.3 3.2 0.2 0.3 1.5 96.4 3.3 0.3 Песчаник м/з

5 710/10 ы 1942.73 7.7 183 0.3 1.9 45.9 49.2 2.2 0.2 0.3 1.5 97.3 2.4 0.3 Песчаник м - с/з

6 712/10 ы 1943.32 7.9 212 0.5 1.2 41.0 55.2 1.6 0.2 0.3 1.5 97.9 1.8 0.3 Песчаник м/з

7 714/10 ы 1943.86 24.1 1864 0.0 2.4 39.1 57.1 1.4 0.0 0.0 1.5 98.6 1.4 0.0 Песчаник м/з

8 715/10 ы 1944.17 18.8 1471 0.7 4.3 44.1 45.4 3.0 1.0 1.5 1.6 94.6 3.9 1.5 Песчаник м - с/з

9 716/10 ы 1944.29 8.3 143 1.0 2.6 63.3 30.5 1.1 0.6 0.9 1.4 97.5 1.7 0.9 Песчаник с/з

10 717/10 ы 1944.59 7.3 202 1.7 4.0 57.1 34.2 1.9 0.5 0.7 1.5 96.9 2.4 0.7 Песчаник с/з

11 718/10 ы 1944.95 9.0 415 0.0 2.0 64.3 30.9 1.5 0.5 0.8 1.4 97.2 2.0 0.8 Песчаник с/з

12 719/10 ы 1945.35 19.5 932 0.1 4.8 42.1 48.5 2.5 0.8 1.2 1.6 95.6 3.3 1.2 Песчаник м - с/з

13 720/10 ы 1945.53 9.6 376 0.0 5.4 40.5 47.9 6.1 0.0 0.1 1.6 93.8 6.1 0.1 Песчаник м - с/з

14 721/10 ы 1946 20.7 627 0.0 3.2 36.8 57.0 2.4 0.2 0.4 1.5 96.9 2.7 0.4 Песчаник м/з

15 722/10 ы 1946.17 20.9 1240 0.9 5.1 75.9 15.0 0.8 0.5 0.8 1.3 96.9 1.3 0.8 Песчаник с/з

16 723/10 ы 1946.24 22.5 885 0.0 3.5 34.0 56.7 4.2 0.6 0.9 1.5 94.3 4.8 0.9 Песчаник м/з

17 724/10 ы 1946.59 21.0 1373 0.1 2.5 30.7 61.8 3.7 0.5 0.8 1.5 95.0 4.2 0.8 Песчаник м/з

18 725/10 ы 1946.83 19.9 623 0.1 4.2 26.5 61.5 5.8 0.7 1.1 1.5 92.3 6.6 1.1 Песчаник м/з

19 727/10 ы 1947.1 20.6 487 0.1 6.6 21.6 59.5 7.8 1.7 2.6 1.5 87.8 9.6 2.6 Песчаник м/з

20 729/10 ы 1947.53 15.0 190 0.1 10.7 15.9 52.2 14.8 2.5 3.8 1.6 79.0 17.2 3.8 Песчаник м/з

Алеврит

25/

50

75

Оп = 20

75

50

25

0 25

Песок + гравий

50

75

10С Глина

о4

(0

а. ■&

ш ^

I

(0

*

.

ш

о О

50 40 30 20 10 0

п = 20

-

-

-

=1-

0.5 0.25 0.1 0.05 0.01

Диаметр зерен, мм

Рисунок 2.22 - Гистограмма распределения зерен и фракционный состав пород на треугольной диаграмме

В результате выполненных исследований по ботуобинскому горизонту скв. №321-41 Чаяндинского НГКМ получено 79 определений абсолютной проницаемости, 79 - пористости по гелию и 76 - гидростатическим взвешиванием в воде, 34 - значения удельного электрического сопротивления, 34 - определения выполнены в пластовых условиях (пористость, УЭС, интервальное время).

Определение фильтрационно-емкостных и физических характеристик коллекторов, покрышек и вмещающих пород Чаяндинского НГКМ по скв. № 32141 проводилось на стандартных образцах керна (Ь = 30 мм Э = 30 мм). Образцы были отобраны, преимущественно, из пласта коллектора ботуобинского горизонта, из вмещающих пород и покрышек отбиралось ~ 15% обр.

Из-за сложного строения разреза в каждой точке отбора изготавливались два стандартных образца (основной и дублирующий), а также отбиралась проба (дезинтегрированная порода для определения гранулометрического состава, ионного состава водных вытяжек и процентного содержания карбонатных минералов: кальцита, доломита). На сухих образцах выполнялось определение открытой пористости по гелию и абсолютной проницаемости по азоту. На дублирующем образце - полный комплекс стандартных и специальных исследований, а также ряд дополнительных экспериментов (абсолютная и эффективная проницаемость, пористость по воде, по спирту, остаточная водонасыщенность методом капилляриметрии, удельное электрическое сопротивление и др.). Эти образцы использовались для определения пористости по керосину, проницаемости в пластовых условиях, фильтрационных экспериментов.

Анализ результатов определения пористости образцов из охарактеризованного керном разреза ботуобинских отложений скв. № 321-41 Чаяндинского НГКМ показывает, что значения пористости в пласте изменяется от 1,5 до 24.1%. Гистограмма распределения пористости в ботуобинских отложениях носит двухмодальный характер (рисунок 2.23): выделяются 2 группы образцов с коэффициентом пористости больше и меньше 12%. Большинство высокопористых

образцов характеризуют коллектор в нижней части ботуобинского горизонта (ниже 1944,0 м). Во всем разрезе продуктивных пластов ботуобинского горизонта достаточно равномерно встречаются высокопористые образцы (пористость выше 20%). В исследуемой коллекции таких образцов 8 шт.

Величина абсолютной проницаемости образцов ботуобинского горизонта изменяется от 1.21 до 1864 мД (рисунок 2.23) Порядка 65% образцов характеризуются проницаемостью в диапазоне 100 ^ 1000мД, что указывает на хорошие фильтрационные свойства изучаемых отложений. Среднее значение проницаемости для пласта-коллектора составляет 400 ^ 600 мД. Профиль проницаемости однороден.

Высокие значения абсолютной проницаемости при низких и минимальных значения пористости характерны для засолоненных и трещиноватых образцов керна, такая картина наблюдается, преимущественно, в верхней части пласта. Засолонение пород более вероятно для этих отложений, т.к. содержание соли убывает от высоких значений в верхней части коллектора до минимальных в нижней.

Содержание глинистых минералов в коллекторе ботуобинского горизонта крайне мало. Свыше 80% образцов имеют весовую глинистость меньше 1,5%. В редких случаях величина глинистости достигает 4 %

Гистограммы распределения объемной плотности для коллекции образцов имеет аналогичный вид с гистограммой пористости (двухмодальный вид), что справедливо, т.к. величина объемной плотности зависит от пористости.

Гистограммы распределения основных свойств пород охарактеризованных керном по скв. 321-41 Чаяндинского НГКМ показаны на рисунке 2.23.

Средневзвешенный состав пород-коллекторов ботуобинского горизонта в скважине № 321-41 соответствует среднезернистым и мелкозернистым песчаникам. Также можно сказать, что содержание среднепсаммитовой и мелкопсаммитовой фракции по разрезу ботуобинского пласта примерно равное, и составляет 30-65%. Суммарное содержание песчаной фракции по разрезу

ботуобинского горизонта составляет более 90 %. В основании горизонта (нижние 0.7 м) содержание суммы песчаных фракции снижается до 75 %, за счет увеличения содержания крупного алеврита. Песчаники с повышенным содержанием среднезернистой фракции преобладают в верхней части пласта, а мелкозернистые в нижней.

Рисунок 2.23 - Гистограммы распределения фильтрационно-емкостных, физических и литологических свойств для коллектора ботуобинского горизонта скв. № 321-41 Чаяндинского НГКМ

В составе алевритовой фракции доминируют частицы крупноалевритовой размерности (0.05-0.1 мм), содержание которых составляет 1-15 % (среднее 3 %).

Общее содержание тонких фракций (глина+мелкий алеврит) не превышает 5,5%. Таким образом, породы ботуобинского пласта в разрезе скважины

№ 321-41 характеризуются средне-мелкопесчаной структурой обломочного материала и низкой глинистостью.

В ходе проведения петрофизических исследований на образцах керна из ботуобинского горизонта и вмещающих пород паршинской свиты были построены и изучены петрофизические связи и сопоставления.

Определение пористости выполнялось тремя способами: по гелию, по керосину, по воде. Определение на сухом образце керна (газоволюметрическим методом по гелию) позволяет не изменять структуру порового пространства.

Гидростатическое взвешивание в керосине, аналогично определениям по гелию, не вызывает разбухание глинистых минералов и не растворяет солей, в отличии водных растворов. Таким образом, пористость, определенную гидростатическим взвешиванием по керосину, можно сопоставить с пористостью по воде и дать заключение о достоверности выбранных параметров модели пластовой воды. Сопоставление пористости, определенной различными методами (гидростатическое взвешивание в керосине и по газоволюметрическому методу) показывает хорошую сходимость результатов рисунок 2.24.

Связи коэффициентов абсолютной проницаемости с пористостью приведены на рисунке 2.25 а. Данное сопоставление позволяет изучить связь между фильтрационной и емкостной характеристиками пород. Построенные зависимости для терригенных отложений ботуобинского горизонта показывают, что увеличение пористости ведет к возрастанию коэффициента абсолютной проницаемости, т.е. наблюдается классическая зависимость. В отдельную группу выделяются трещиноватые и микрослоистые разности, обладающие высокой проницаемостью при относительно низкой пористости менее 10%. Как правило, эти разности обладают повышенной засолоненностью порового пространства.

ПС

ей

2 ^

О и

ш га

л

Р

и

О ^

га

и г

о

о.

с

с о / / у у У/

Лу А/ /у * г?....................

У/ 4'

у= 1 07х - 0.11 = 0,96

< ♦ СУР ° ж* > /П

Пористость (керосин).

Рисунок 2.24 - Сопоставление пористости, определенной различными методами. Ботуобинский горизонт скв. №321-41 Чаяндинское НГКМ.

а

■ ■ ■ ■ * • • .....■ ■ • • ■ • "к

........"»"" ч • ■ 1 ■ ■ .........

• •

"V

Пористость. %

о;

н Ъ о.

-л

О

_0

Й о

ь

Е

О. о Г.

/ У

% А .......« к

X, » .

/ / /

у у / у - С,75х + 4.64 ^ = 0,89

Пористость эффективная. %

Рисунок 2.25 - а) Сопоставление коэффициентов абсолютной проницаемости и открытой пористости; б) Сопоставление открытой и эффективной пористости. Ботуобинский горизонт. Скв. №321-41

Чаяндинское НГКМ.

Рисунок 2.25 б иллюстрирует зависимость эффективной и открытой пористости. Данная зависимость лежит в основе определения граничного значения

коэффициента пористости для газонасыщенных коллекторов. Зависимость описывается уравнением вида:

Кп = 0.75-Кд. эф + 4.64 (2.4)

Тогда из уравнения следует, что Кпгр = 4.64 %.

Фракционный состав терригенных пород ботуобинского, определенный при гранулометрическом анализе, свидетельствует о потенциально высоких ФЕС коллекторов, за счет низкого содержания глинисто-алевритовых фракций. Низкие ФЕС, определенные при стандартных исследованиях образцов, определяются не структурными характеристиками пород, а значительным количеством галита и ангидрита - заполнителей порового пространства. При низком содержании этих минералов ФЕС высокие и наоборот.

2.3. Построение литолого-фациальной модели ботуобинского горизонта

Одним из наиболее важных условий прогнозирования распространения коллекторов, является разработка корректной литолого-фациальной модели, отражающей условия формирования и осадконакопления продуктивных горизонтов, которая базируется на методических приемах, реализованных в работах [32 - 43], позволяющих выделять в разрезе осадочные породы, сложенные генетически связанными отложениями.

Для построения литолого-фациальной модели вендских отложений северной части ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ был выполнен литолого-фациальный анализ, базирующийся на комплексе существующих методик, разработанных как отечественными, так и зарубежными исследователями [25, 35, 43, 44, 45, 46, 47, 48].

На основе проведенного анализа истории формирования стратиграфических комплексов и результатов комплексных исследований керна скважин №№ 321-40 и 321-41, принятых эталонными, пробуренных после 2000 г., наиболее полно охарактеризованных керном и территориально расположенных в районе работ, а также данных, по исследованию керна в других скважинах, расположенных в исследуемом районе и выполненных ранее, автором были проведены литолого-фациальные исследования, основанные на трех методических приемах:

- закон Головкинского-Вальтера (закон корреляции фаций), где имеет место возрастное скольжение отдельных литостратиграфических горизонтов и их границ. Явление, обусловленное движением береговой линии. В разрезе осадочных толщ друг над другом отлагаются осадки, образующиеся рядом на дне бассейна седиментации. Поэтому при трансгрессии или при регрессии моря горизонтальные зоны осадков (фаций) переходят в разрезах осадочных толщ в вертикальные. В результате осадки одной и той же фации в направлении суша-море не являются строго одновозрастными;

- метод исключения, который позволяет из нескольких вариантов возможного образования отложений, обладающих близкими первичными признаками, исключить наименее вероятные для данной палеогеографической обстановки;

- диагностика генезиса песчаных тел совместно с анализом толщин самих тел и перекрывающих их глинистых толщ.

Согласно изложенным выше методическим приемам, проводился фациальный анализ:

- выделение стратиграфических комплексов (приведено в разделе 2.1);

- расчленение разрезов на фации, восстановление соответствующих им осадочных процессов;

- выбор советующей модели формирования продуктивных отложений.

Согласно проведенному анализу керновых исследований скважин прошлых лет и скважин №№ 321-40 и 321-41 были определены основные литотипы, которые представлены в таблице 2.3.

Согласно исследованиям и выполненному анализу керна можно сделать вывод, что в разрезе верхнепаршинской и нижнебюкской подсвит выделяются несколько фациальных комплексов: элювиальный, литоральный и сублиторальный (рисунок 2.26).

К первому отнесены осадочные образования, несущие следы субаэральной переработки. Этот комплекс выделен достаточно условно, поскольку является, строго говоря, генетическим типом, образованным по субстрату двух остальных комплексов.

Литоральный комплекс, характерный для верхней части паршинской свиты, объединяет несколько фаций: супралиторали; смешанных илово-песчаных отложений межприливной зоны; преимущественно иловых отложений межприливной зоны; приливных каналов.

Отличительным признаком фации супралиторали является значительная субаэральная переработка существенно глинистых осадков, накапливавшихся в пределах надприливной зоны. Важнейшими из характеристик субаэральной переработки являются комковатые и брекчиевидные текстуры, трещины усыхания, микроразмывы. В минеральном составе пород часто присутствуют микрозернистый кальцит и ангидрит. На приливно-отливной равнине формирование супралиторальных фаций связано с наиболее мелкими участками.

Фация смешанных илово-песчаных отложений межприливной зоны объединяет преимущественно алевро-глинистые, алевритовые и песчано-глинистые породы. Литотипом в них служат песчано-глинистые осадки с отчетливыми генетическими признаками, выраженными в равномерном переслаивании илового и песчаного материала с характерной косоволнистой, линзовидной, горизонтально- и волнисто-линзовидной текстурой. Крайне мелководные условия накопления осадков и приливно-отливные течения

способствуют формированию многочисленных эрозионных поверхностей, выполненных продуктами разрушения подстилающего субстрата.

Фация преимущественно иловых отложений межприливной зоны обычно сменяет по направлению к берегу фацию смешанных илово-песчаных отложений и объединяет глинистые и алевро-глинистые породы, которым свойственны буроватые оттенки, неотчетливые текстуры, следы «перемешиваний».

Таблица 2.3 - Основные литотипы пород ботуобинского горизонта

Фация Литотип

Фация супралиторали Комковатые и брекчиевидные текстуры, трещины усыхания, микроразмывы. В минеральном составе пород часто присутствуют микрозернистый кальцит и ангидрит

Фация илово-песчаных отложений межприливной зоны Песчано-глинистые осадки с отчетливыми генетическими признаками, выраженными в равномерном переслаивании илового и песчаного материала с характерной косоволнистой, линзовидной, горизонтально- и волнисто-линзовидной текстурой.

Фация преимуществе нно иловых отложений межприливной зоны Объединяет глинистые и алевро-глинистые породы, которым свойственны буроватые оттенки, неотчетливые текстуры, следы перемешиваний.

Фация приливных каналов Разнозернистые песчаники с тем или иным содержанием обломков пород, с косой слоистостью. Как правило, песчаники сменяются вверх по разрезу крупнозернистыми кварцевыми алевролитами и песчано-глинистыми породами

Продолжение таблицы 2.3

Фации берегового склона Обломочный материал песчаной размерности с небольшим содержанием пелитовой и алевритовой примеси. Для песчаников характерны косые бимодальные текстуры; обломочный материал в них, представленный преимущественно кварцем и полевыми шпатами, хорошо окатан и отсортирован

Фация мелководного шельфа Темно-серые аргиллиты, глинистые алевриты и, реже, алевритовые песчаники. Особенностями отложений являются преимущественно глинистый состав с подчиненной ролью песчано-алевритового материала, преобладающая темно-серая окраска, тонкослоистые (горизонтальные и линзовидные) текстуры.

Рисунок 2.26 - Схема фациального районирования ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ

Фация приливных каналов отличается присутствием литотипа, представленного разнозернистыми песчаниками с тем или иным содержанием обломков пород, с косой слоистостью. Состав породообразующих компонентов свидетельствует о смешении источников обломочного материала, поступающего как с континента, так и из шельфовой зоны, а также из подстилающих отложений.

Накопление этих песчаников связано с русловыми отмелями и внутрирусловыми барами, расположенными в пределах приливно-отливной равнины.

Как правило, песчаники сменяются вверх по разрезу крупнозернистыми кварцевыми алевролитами и песчано-глинистыми породами, что свидетельствует об утонении обломочного материала и об их парагенетической связи с отложениями межприливной зоны.

Сублиторальный (подприливный) осадочный комплекс включает фации берегового склона и мелководного шельфа.

К фации берегового склона отнесены полигенные осадки, представляющие собой сохранившиеся фрагменты устьевых и дистальных баров, намывных валов, барьерных островов, проливных проток, отливных дельт и других аккумулятивных тел нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны. В их составе преобладает обломочный материал песчаной размерности с небольшим содержанием пелитовой и алевритовой примеси. Для песчаников характерны косые бимодальные текстуры; обломочный материал в них, представленный преимущественно кварцем и полевыми шпатами, хорошо окатан и отсортирован.

Фация мелководного шельфа представлена темно-серыми аргиллитами, глинистыми алевритами и, реже, алевритовыми песчаниками, которые в целом отражают спокойные субаквальные обстановки осадконакопления, различаясь лишь по интенсивности поступления терригенного материала. Особенностями отложений являются преимущественно глинистый состав с подчиненной ролью песчано-алевритового материала, преобладающая темно-серая окраска, тонкослоистые (горизонтальные и линзовидные) текстуры.

В итоге основной моделью формирования ботуобинского продуктивного горизонта Чаяндинского месторождения была принята принципиальная схема формирования отложений на приливно-отливном побережье (рисунок 2.27).

Рисунок 2.27 - Схема формирования приливно-отливного побережья

Для обоснования особенностей пространственного распространения песчаных тел и прогноза зон их наиболее вероятного скопления было выполнено литолого-фациальное районирование изучаемой территории. Основой для этого служила следующая информация:

- долевое участие в структуре пласта выделенных фаций;

- характер изменения толщин пласта и коэффициентов песчанистости. Выполненные в этом направлении исследования позволили районировать

изучаемый район следующим образом (рисунок 2.28).

На западе выделяется зона I, в разрезах которой велика доля алевро-глинистых отложений приливно-отливной равнины (фации супралиторали). Песчаники, развитые в разрезах этой зоны, имеют небольшую толщину и группируются в верхней трети разреза. На восток происходит последовательное увеличение как толщины изученного комплекса в целом, так и его песчаной составляющей.

Рисунок 2.28 - Схема фациального районирования северной части ботуобинского горизонта

Чаяндинского месторождения

Зона II, протягивающаяся узкой полосой с юга на север, отвечает верхней части берегового склона, где помимо фаций смешанной межприливной зоны развиты фации смешанных илово-песчаных отложений межприливной зоны и фации приливных каналов. Такой канал, согласно каротажным характеристикам, предполагается в районе скв. 321-22.

В зоне III доля песчаных осадков наиболее велика (фации берегового склона и мелководного шельфа). Предполагается, что пески, накопившиеся в этой сублиторальной зоне, имеют различный генезис. Так, в районе скв. 321-14, с наибольшей степенью вероятности, вскрывается разрез отливной дельты, дистальные части которой распространяются до скв. №321-40, где они представлены мелко-среднезернистыми песчаниками с бимодальной плоскопараллельной и крупной косой слоистостью с характерными глинистыми прослойками. На большей же части пески в этой зоне имеют площадное развитие и представляют собой осадки нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны.

В разрезах зоны IV наблюдается сокращение толщин песчаных тел на фоне увеличенной в целом толщины комплекса, что соответствует преобладанию в разрезе фаций удаленной от берегового склона сублиторали, что соответствует отложениям предпляжевой и переходной зоны.

В таблице 2.4 приведены основные литологические параметры отложений Северной части ботуобинского горизонта.

В результате выполненного во второй главе анализа сформировано третье защищаемое положение.

Модель лито-фациальной изменчивости ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ, относящаяся к отложениям приливно-отливной равнины, верхней части берегового склона, нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны и отложения предпляжевой и переходной зоны.

Таблица 2.4 - Основные литологические параметры отложений Северной части ботуобинского горизонта

Отложения Фация Фото керна Литология Текстура

Отложения прнл и ано-отли вной равнины Фация суп pan ита рал и Микрозернистый кальцит и ангидрит Комковатые и брекчиевидные текстуры, трещины усыхания, микроразмывы

Фация смешанной межприливной зоны 1 Равномерное переслаивание илового и песчаного материала с харакгерной Песчано-глинистые осадки с - Г " косо волн исто и, линзовиднои. отчетливыми генетическими признаками 1 г горизо нтал ь но- и в о л н н сто-л и нз ов ид ной текстурой

Отложения верхней части берегового склона Фация иловых отложений межприливной зоны J Глинистые и алевро-глинистые породы Буроватые оттенки, неотчетливые текстуры, следы перемешиваний

Фации приливных каналов т1|Р' Разнозернистые песчаники с тем или иным содержанием обломков пород. Сменяются вверх по разрезу Косая слоистость крупнозернистыми кварцевыми алевролитами и песчано-гл инистыми породами

Нижнего пляжа и Фации берегового склона Si Обломочный материал песчаной размерности с небольшим содержанием пелитовой и алевритовой примеси. Косые бимодальные текстуры; обломочный материал в них, представлен преимущественно кварцем и полевыми шпатами, хорошо окатан и отсортирован

верхней предпляжевой зоны Фации мелководного шельфа Si Темно-серыеаргилпиты: гпинистые алевриты и, реже: алевритовые Преобладающая темно-серая окрас га, песчаники. Глинистый состав с тонкослоистые (горизонтальные и подчиненной ролью песчано- л и нзовидные} текстуры, алевритового материала

Отложения предпляжевой и переходной зоны Элювиальный фациальный комплекс ■я Глины светло-серые, тонкоомученные с прослоями алевролита Слоистость горизонтальная, подчеркнута чередованием глин разного цвета, а также прослоями алевролита

ГЛАВА 3. ИЗУЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ БОТУОБИНСКОГО ГОРИЗОНТА (РАЙОН НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ)

ЧАЯНДИНСКОГО НГКМ

Следующим этапом в работе стало изучение продуктивности скважин Северной части ботуобинского горизонта (район нефтяной оторочки) на основании испытаний в колонне.

Целью этапа является картирование наиболее продуктивных зон и установление связи удельной продуктивности с литолого-фациальными зонами, выявленными во второй главе.

Продуктивность скважины - это то возможное количество жидкости или газа, которое мы можем добыть из скважины и доставить потребителю [49].

Все факторы, влияющие на продуктивность скважин, можно разделить на две основные группы: а) фильтрационно-емкостные свойства коллектора, б) технико-технологические показатели освоения и испытания. К последним относятся: тип и свойства бурового раствора, влияние различных осложнений и аварий, возникающих при вскрытии бурением продуктивного горизонта, продолжительность нахождения продуктивного горизонта под воздействием промывочной жидкости, технические данные перфоратора, качество раствора, на котором производится перфорация, точность привязки перфорации, кольматация призабойной зоны как в процессе бурения, так и при цементаже эксплуатационной колонны, проведение интенсификации притока и др.

Таким образом, выявление зон с наилучшей продуктивностью, а также установление связи между продуктивностью и литолого-фациальным районированием является важным этапом в изучении строения месторождений УВ.

Удельная продуктивность скважин - параметр, характеризующий фильтрационные свойства коллектора - является величиной, прямо пропорциональной проницаемости [49].

Коэффициент удельной продуктивности скважин по газу рассчитывается по формуле:

УД.прод. н ^ (3.1)

где

Qг - дебит газа при заданной депрессии на пласт (10% от пластового давления);

^эф - эффективная газонасыщенная толщина.

Для проведения исследований были выбраны данные эффективных толщин и дебита газа при депрессии 10% от пластового давления по 1 3 разведочным скважинам, расположенным в Северной части ботуобинского горизонта.

По этим данным был рассчитан коэффициент удельной продуктивности скважин и построена карта его пространственного распространения (рисунок 3.1).

Результаты расчетов, сопоставленные с фациальной принадлежностью скважин, приведены в таблице 3.1 и на рисунке 3.1.

Средняя удельная продуктивность для рассматриваемого района равна 37 тыс.м3/сут/м.

Как видно из рисунка 3.1, скважины с максимальной удельной продуктивностью (№№ 321-06, 321-5, 321-34, 321-03) расположены в пределах отложений верхней части берегового склона и отложений нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны, которые соответствуют фациям иловых и илово-песчаных отложений и фации берегового склона литорального и сублиторального фациальных комплексов, а скважины с меньшей продуктивность относятся к отложениям приливно-отливной равнины (фация приливных каналов) и предпляжевой и переходной зоны, соответствующих фации мелководного шельфа (№№ 321-20, 321-15, 321-16, 321-05).

Таблица 3.1 - Сопоставление результатов группирования продуктивности разведочных скважин с фациальной принадлежностью

ботуобинского горизонта

№ скв. Эффективная газонасыщен ная толщина, м Дебит газа при депрессии 10% от Рпл Фациальная принадлежность продуктивных отложений Коэффициент удельной продуктивности, тыс.м3/сут/м

321-5 20,7 936 Отложения нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны 57,6

321-01 17,5 550 Отложения нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны 32,9

321-03 15 456 Отложения нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны 46,7

321-05 9,5 205 Отложения предпляжевой и переходной зоны 21,6

321-06 11,7 594 Отложения верхней части берегового склона 60

321-08 13,4 480 Отложения нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны 43,5

321-09 20,1 405 Отложения нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны 21,3

321-15 10,8 240 Отложения предпляжевой и переходной зоны 22,2

321-16 9,8 245 Отложения предпляжевой и переходной зоны 25

321-20 9 215 Отложения приливно-отливной равнины 23,9

321-30 14,8 662 Отложения верхней части берегового склона 44,7

321-34 6,6 350 Отложения нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны 53

321-41 7,2 180 Отложения приливно-отливной равнины 25

Рисунок 3.1 - Схема фациального районирования части северного блока ботуобинского горизонта на основе

карты распространения удельной продуктивности

Результаты фациального анализа хорошо коррелируются с данными удельной продуктивности скважин, также потенциальная продуктивность скважин ботуобинского горизонта зависит от их фациальной принадлежности: скважины с максимальной удельной продуктивностью расположены в пределах отложений верхней части берегового склона и отложений нижнего пляжа и верхней предпляжевой зоны, которые соответствуют фациям иловых и илово-песчаных отложений и фации берегового склона литорального и сублиторального фациальных комплексов.

ГЛАВА 4. ИЗУЧЕНИЕ ЗАСОЛОНЕНИЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ БОТУОБИНСКОГО ГОРИЗОНТА ЧАЯНДИНСКОГО НГКМ

Изучение процесса засолонения пород-коллекторов является очень важной задачей, т.к. присутствие галита в поровом пространстве - это одна из важных причин неоднородности коллекторов, которая затрудняет процесс разработки.

Целью изучения процесса засолонения является картирование зон повышенной галитизации и установление связи засолонения с литолого-фациальными зонами, выявленными во второй главе.

Также засолонение продуктивных пород приводит к искажению исходных данных по коллекторским свойствам, поскольку вымывание соли из образцов керна при исследовании может приводить к повышению пористости в несколько раз, а проницаемости в сотни раз. Помимо этого, выявление зон распространения засолонения продуктивных пластов позволит наиболее эффективно расположить добывающие скважины, а также учесть полученные данные при выборе системы разработки месторождения.

Исследованием явления процесса засолонения занималось значительное количество ученых, так, например работы [51-55] посвящены изучению этого явления.

Задачи, которые необходимо рассмотреть в исследовании данного процесса сводятся к следующему: