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 (a_пс.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 С_гл, газонасыщенность Кг) определялись по корреляционным связям между геофизическими параметрами (a_пс, r_п) и коллекторскими свойствами.

Такой подход базировался на предположении, что в газоносной толще сеномана минерализация связанной (остаточной) пластовой воды С_с.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 С_с.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=К_лln(Св/Ср)

где Апс - амплитуда ПС; К_л - литологический коэффициент; С_р - минерализация промывочной жидкости.

При постоянстве величин К_л и С_р аномалия ПС увеличивается с возрастанием С_в. Для рассматриваемого случая повышение С_в 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 С_с.в (кривая 1). По этой причине при выделении коллекторов по параметру a_пс возможны пропуски их в верхней части залежи, а при определении коэффициента газонасыщенности k_г коллекторов по удельному сопротивлению r_п недоучет изменения С_с.в по высоте залежи может приводить к искажению значений к_г 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 С_с._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.

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.

Таблица

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