К оглавлению

УДК 553.98.061.4(571.1)

Методика выделения и оценка коллекторов сеномана на месторождениях Тюменского Севера

В.X. АХИЯРОВ (Главтюменьгеология), А.В. Ручкин, Г.Г. Яценко (КО ВНИИГИС)

Сеноманские отложения Западно-Сибирской низменности - основные резервуары природного газа. Разрез их представлен мощной (до 200 м и более) песчано-алеврито-глинистой толщей. Коэффициент песчанистости ее достаточно высок (0,6-0,8).

При выделении коллекторов в сеноманской толще и определении параметров, необходимых для оценки запасов газа в них, широко используются данные каротажа. На месторождениях, запасы по которым рассмотрены и утверждены в ГКЗ СССР, выделение коллекторов осуществлялось на основании количественного критерия - граничного значения относительной аномалии ПС (aпс.гр). Оно принималось единым для всей залежи. На различных месторождениях его величины колебались от 0,2 до 0,3. Параметры продуктивных пластов (пористость Кп, глинистость Сгл, газонасыщенность Кг) определялись по корреляционным связям между геофизическими параметрами (aпс, rп) и коллекторскими свойствами.

Такой подход базировался на предположении, что в газоносной толще сеномана минерализация связанной (остаточной) пластовой воды Сс.в постоянна.

В 1978 г. на Уренгойском месторождении продуктивные породы сеномана вскрывались на безводном (известково-битумном) растворе со сплошным отбором керна. Кроме общепринятых исследований изучались минерализации и химический состав связанной (остаточной) воды, отжатой из образцов. Вода отжималась прессом с разрушенном образца, а давление при этом доходило до 600 МПа и выдерживалось примерно одинаковым для всех образцов.

Работы выполнялись в ЦЛ Главтюменьгеологии под руководством Н.А. Пих. Гидрохимическая характеристика полученной воды (скв. 127 Уренгойская) приводится в таблице .

Эта скважина 127 - единственная в регионе (из восьми, пробуренных на РНО), которая вскрыла очень большую мощность газоносных отложений (более 180 м), что позволило проследить изменение минерализации и химического состава связанной воды но высоте залежи. Установлено, что минерализация (по NaCl) связанной воды в газоносной толще сеномана изменяется от кровли залежи к ГВК с определенной закономерностью. Можно выделить четыре участка с примерно одинаковой минерализацией связанной воды в пределах газонасыщенной залежи. С глубиной среднее значение Сс.в, (по NaCl) возрастает от 4-6 до 16-20 г/л ( рис. 1 ).

В верхней части залежи в связанной воде повышается содержание ионов SO4 и Са, которые обусловливают рост общей минерализации до 23,2 г/л (см. таблицу ). Различие в минерализации и солевом составе связанной воды по высоте залежи, по-видимому, объясняется цикличностью формирования залежей УВ. На других месторождениях газа Тюменского Севера характер изменения минерализации и солевого состава связанной воды по высоте залежи может быть таким же, как и на Уренгойском, но может и отличаться. Одинаковый характер изменения состава и свойств связанной воды вероятен лишь для одновозрастных залежей, расположенных рядом, например, на Юбилейном, Заполярном, Русском и других соседних месторождениях.

Аналогичными исследованиями установлено, что на месторождениях Среднего Приобья в продуктивных породах нижнего мела (неоком) минерализация связанной воды выше, чем законтурной. Так, для пластов групп А и Б Федоровского месторождения Сс.в примерно в 1,4 раза выше, чем Сп.в. Соотношение минерализации связанной и законтурной пластовых вод в отложениях неокома на площадях Тюменского Севера пока не изучено.

Изменение минерализации связанной воды по высоте залежи необходимо учитывать при выборе и обосновании методик интерпретации данных каротажа при изучении газоносных коллекторов сеномана рассматриваемой территории. Недоучет этого фактора может приводить к существенным ошибкам при оценке промышленных запасов газа.

Известно [1, 2], что отрицательная аномалия ПС в породах постоянного литологического состава прямо пропорциональна величине минерализации содержащейся в породе воды Св, т. е.

Апс=Клln(Св/Ср)

где Апс - амплитуда ПС; Кл - литологический коэффициент; Ср - минерализация промывочной жидкости.

При постоянстве величин Кл и Ср аномалия ПС увеличивается с возрастанием Св. Для рассматриваемого случая повышение Св от 5 до 18 г/л приводит к увеличению Апс в 1,35-1,6 раза. На рис. 1 показан характер изменения аномалии ПС по мощности залежи, учитывающей только вариации Сс.в (кривая 1). По этой причине при выделении коллекторов по параметру aпс возможны пропуски их в верхней части залежи, а при определении коэффициента газонасыщенности kг коллекторов по удельному сопротивлению rп недоучет изменения Сс.в по высоте залежи может приводить к искажению значений кг в верхней ее части.

На рис. 2 приведена типичная электрическая характеристика газоносной части толщи сеномана по одной из скважин Уренгойского месторождения. Видно, что в неглинистых пластах амплитуда ПС закономерно возрастает к подошве залежи от 20 до 70 мВ.

Ранее [3] увеличение аномалии ПС от кровли к подошве залежи объясняли искажением ПС вследствие возникновения потенциалов фильтрационного происхождения. Такое представление о природе изменения аномалии ПС приводит к ошибочной интерпретации диаграмм ПС при изучении литологии пород-коллекторов, их глинистости по разрезу продуктивной толщи и установлении статистических связей между коллекторскими свойствами и геофизическими параметрами коллекторов.

Для обоснования эффективной методики интерпретации данных каротажа в газоносных отложениях сеномана целесообразно на крупных месторождениях бурить скважину на безводном растворе и по результатам исследования свойств отжатой воды устанавливать величину и характер колебания минерализации связанной воды по мощности залежи, так как при большой мощности продуктивных отложений минерализация внутриконтурной воды может отличаться по вертикали. В случае изменения минерализации связанной воды по разрезу газоносной толщи необходимо при подсчете запасов определять критерии я параметры коллекторов дифференцированно для различных частей залежи с учетом величины Сс.в (см. рис. 1 , кривая 3). Без таких исследований использование единых для всей залежи количественных геофизических критериев для выделения коллекторов (см. рис. 1 , кривая 2) и единых корреляционных связей для оценки их параметров недостаточно обоснованно.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Вендельштейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. М., Недра,1966.
  2. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М.. Недра, 1978.
  3. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами/Е.И. Леонтьев, Л.М. Дорогиницкая, Г.С. Кузнецов, А.Я. Малыхин. М., Недра, 1974.

Поступила 4/XI 1981 г.

Таблица

Минерализация и состав пластовой и отжатой воды по скв. 127 Уренгойская

Интервалы глубин, м

Содержание основных компонентов, г/л

Cобщ, г/л

Cl

SO4

Са

Mg

Na

HCO3

Отжатая вода

1069-1077

1,347

14,113

1.065

0,113

6.228

0,304

23,224

1077-1110

2,689

1,357

0,518

0,018

2,199

1.174

8,011

1110-1145

4,527

0,918

0,385

0,095

3,252

1,185

10,304

1145-1205

9,737

0,971

0,456

0,208

6,308

0,904

18,599

1205-1255

10,615

1,000

0,547

0.138

6, 607

0,812

19.722

Пластовая вода (по испытанию)

 

10,9

0,01

0,25

0,08

6,8

0,3

18.34

Рис. 1. Характер изменения минерализации и удельного сопротивления связанной (остаточной) пластовой воды в сеноманской газовой залежи Уренгойского месторождения.

1 - расчетная амплитуда ПС при фактическом значении Сп.в; граничная величина aпс , установленная: 2 - без учета изменения Сс.в (aпс= = 0.25). 3 - с учетом изменения Сс.в(aпс=0,25); 4 - линия глин (aпс=0)

Рис. 2. Типичная электрическая характеристика газоносной части сеноманских отложений на Уренгойском месторождении (скв. 230-Э)