Жбаков В.А., Петров А.В. (ООО Ноябрьскгаздобыча)
Лапердин А.Н. (ООО ТюменьНИИГипрогаз)
Панов С.Ф., Румак Н.П., Селиванова Е.Е., Таужнянский Г.В. (ЗапСибГеоНАЦ)

Сеноманские отложения на территории Тюменской области представлены в основном песчано-алевритовыми разностями пород, слабосцементированными, характеризующимися открытой пористостью до 44% и газопроницаемостью до 7 мкм² и более. Встречаются также прослои, представленные чередующимися песчано-алевритовыми разностями с глиной, которые в большинстве случаев сильно алевритистые, переходящие в алевролиты. Чистые хорошо отмученные глины в разрезе сеномана встречаются редко.

Определение коэффициентов пористости и газонасыщенности таких коллекторов — сложная задача. Обычные стандартные методики оказываются в таком разрезе недостаточно эффективными.

Так, например, оценка пористости k_n по данным метода ПС ограничена, прежде всего, ненадежностью получения зависимости α_пс(k_n). По рядовым скважинам такую связь получить практически невозможно в связи с плохим выносом керна. Слабосцементированные разности пород, представляющие основную часть продуктивного пласта, при отборе керна поднимались преимущественно в нарушенном состоянии в виде песка. При этом значительная их часть терялась.

Кроме того, проблемы возникают с расчётом величины α_пс в связи со сползанием условной линии песчаников на кривой ПС. Абсолютные значения ΔU_пс против пластов с близкими коллекторскими свойствами увеличиваются от кровли к подошве продуктивной толщи, что создает ложное впечатление о возрастании песчанистости отложений вниз по разрезу. Это отчетливо видно в скважинах, вскрывших большую газонасыщенную толщу.

Природа такого поведения кривой ПС до конца не выяснена. Одни исследователи [1] считают, что это вызвано изменением потенциалов фильтрации по высоте залежи за счёт вариаций перепада давления на поверхности раздела скважина–пласт. Другие (Ахияров В.Х., Хафизов Ф.З. и др.), основываясь, прежде всего, на результатах анализов отжатой воды из керна на РНО, считают, что причина этого — изменение минерализации воды по разрезу, а именно, уменьшение её вверх по продуктивной толще. При такой концепции возникают проблемы с выбором опорного пласта ΔU_пс^оп и учётом влияния изменения минерализации воды в продуктивном разрезе.

Влияние нефтегазонасыщенности терригенных коллекторов на величину потенциалов собственной поляризации изучалось теоретически многими исследователями (В.Н.Дахнов, Д.А.Шапиро, Б.Ю.Вендельштейн). Ими было показано, что одна из причин снижения амплитуды ПС с ростом нефтегазонасыщенности -возрастание диффузионно-адсорбционной активности частично водонасыщенных пород. Это явление было подтверждено исследователями на образцах полимиктовых песчаников с различными коллекторскими свойствами [2, 3]. В результате показано, что снижение α_пс за счёт этого фактора может достигать половины максимального значения. При этом снижение α_пс зависит от степени насыщенности коллекторов углеводородами и содержания в них глинистого материала.

Пористость газонасыщенных пород может быть определена по комплексу методов каротажа. В частности, И.В. Головацкой, Ю.А. Гулиным и др. рекомендуется комплекс ГГК-П+НК+ПС. При этом в показания метода ГГК-П и НК требуется вводить поправки за влияние газонасыщенности. Однако из-за разной глубины исследования влияние газонасыщенности на показания этих методов неодинаковое, что может исказить определение пористости. Кроме того, такой комплекс выполняется далеко не в каждой скважине.

Коэффициент нефтегазонасыщенности песчано-алевритовых пород определяется в основном по данным каротажа сопротивлений с использованием эмпирических зависимостей параметра насыщения Р_н от коэффициента водонасыщения k_в и параметра пористости Р_п от коэффициента пористости k_n. Однако для сеноманских отложений такие зависимости получить довольно трудно из-за их, как уже отмечалось, слабой сцементированности. Даже сохранившийся керн в процессе подготовки его к исследованиям рассыпается.

Таким образом, стандартные методики определения коэффициентов пористости и газонасыщенности сеноманских отложений недостаточно эффективны, на что неоднократно указывалось при защите запасов в ГКЗ РФ (ранее ГКЗ СССР). Это предопределило необходимость разработки более эффективных способов и методик, основанных на лабораторных исследованиях керна и данных ГИС базовых скважин.

На Уренгойском, Ваньеганском, Западно-Таркосалинском, Северо-Комсомольском, Заполярном, Харасавэйском, Ямбургском и Губкинском месторождениях пробурены скважины с применением раствора на нефтяной основе (РНО). При этом по большинству скважин достигнут высокий вынос керна. Максимальный средний вынос керна 93-94% от проходки с отбором снарядом «Кембрий» по скв.24 Северо-Комсомольского и скв.21 Западно-Таркосалинского месторождений. Керн исследовался в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии по единой технологии. На образцах керна определялись пористость, естественная водонасыщенность, газопроницаемость, удельное электрическое сопротивление при естественной водонасыщенности, объёмная плотность, карбонатность, а также литологические характеристики пород.

По результатам исследования керна получены основные зависимости, которые могут быть надёжной петрофизической основой определения пористости и газонасыщенности коллекторов сеномана.

Рис.1. Петрофизические зависимости для сеноманских отложений по данным керна скв.21 Западно-Таркосалинского месторождения

На рис.1 приведены зависимости по данным керна скв.21 Западно-Таркосалинского месторождения. Как видим, наиболее тесная, практически функциональная, зависимость существует между остаточной водонасыщенностью k_во и эффективной пористостью k_n.эф (или объёмной газонасыщенностью ω_г). Другие зависимости также достаточно тесные.

Следует отметить, что зависимости k_во=f(k_n.эф) по другим месторождениям полностью совпадают с западнотаркосалинской. В связи с тем, что эти скважины охватывают практически всю территорию севера Тюменской области, где сосредоточены залежи газа в сеномане, с полным основанием можно утверждать, что для всего этого комплекса зависимость k_во=f(k_n.эф) будет единой.

Поскольку имеется достаточно хорошая зависимость остаточной водонасыщенности от коэффициента пористости, удельное электрическое сопротивление также будет находиться в зависимости от k_n косвенно через k_во, что и подтверждает экспериментальная керновая зависимость ρ_п=f(k_во). Теснота связи повышается в случае сопоставления удельного электрического сопротивления (ρ_п) с объёмной влажностью пород (ω_в).

Для отложений сеномана Западно-Таркосалинского месторождения также получены хорошие керновые зависимости коэффициента пористости с эффективной пористостью k_n.эф и объёмной влажностью ω_в (рис.1), которые можно использовать для определения k_n коллекторов. Интерпретационными параметрами при этом служат величины ω_в и ω_г (в зоне предельного насыщения это k_n.эф), которые определяются по данным каротажа, с использованием соответствующих зависимостей ρ_п=f(ω_в) и ρ_п=f(ω_г) (рис.2).

Рис.2. Зависимости удельного сопротивления от коэффициента водонасыщенности, объемной водо- и газонасыщенности по данным скв.21 Западно-Таркосалинского месторождения

Зависимости ρ_п=f(ω_в) и ρ_п=f(ω_г) устанавливаются обычно по пластам, для которых ρ_попределяется по данным электрического и электромагнитного каротажа, а ω_в и ω_г этих же пластов – по результатам лабораторного изучения представительного керна [4]. Однако не всегда можно получить эти зависимости во всём диапазоне изменения водонасыщенности. Например, по скв. 21 можно выбрать только 5 опорных пластов. Очевидно, что такого количества точек недостаточно, чтобы уверенно провести зависимость (рис.2). Поэтому для повышения статистической обоснованности этих зависимостей привлекались результаты измерений на образцах керна. При этом учёт пластовых условий на ρ_п проводился по способу Г.В.Таужнянского [5]. Способ базируется на положении о практическом отсутствии зависимости объёмных параметров ω_в и ω_гот пластовых условий [4]. Действительно, при переходе от атмосферных условий, например, ω_в=k_nk_в, к пластовым изменяются оба сомножителя — k_n уменьшается, а k_в увеличивается. В таком случае для керновой зависимости ρ_п=f(ω_в,ω_г) необходимо лишь установить пересчётный коэффициент, на который необходимо уменьшить ρ_п в атмосферных условиях, чтобы перевести его к пластовым. Это достигается путём совмещения зависимостей «керн-керн» и «ГИС-керн». Используя такой подход, были получены приведённые на рис.2 зависимости ρ_п=f(k_в) и ρ_п=f(ω_в,ω_г).

Теоретически точки на зависимости ρ_п=f(ω_г) должны дифференцироваться по k_n. Однако, как показывает анализ, такая дифференциация наблюдается для газонасыщенных образцов с близкими к граничным значениям k_n и ρ_п. По мере улучшения коллекторских свойств связь становится более тесной. Учитывая это обстоятельство, а также принимая во внимание и то, что плохих коллекторов в газоносном разрезе сеномана не так уж много, достаточно точно эту зависимость можно описать одним уравнением.

Коэффициент пористости газонасыщенных коллекторов сеномана по удельному электрическому сопротивлению можно определить несколькими способами. Во-первых, по значениям в и г, используя при этом соответствующие зависимости на рис.1, во-вторых, как сумма объёмной влажности и объёмной газонасыщенности, то есть k_n=ω_в+ω_г.

Как показывает опыт подсчёта запасов, в частности, по Западно-Таркосалинскому месторождению, результаты определения k_n этими способами весьма близки (табл.1).

Коэффициент пористости коллекторов сеномана Западно-Таркосалинского месторождения определялся также по зависимости α_пс(k_n), которая была получена только по данным скв.21. В дальнейшем она была дополнена данными по другим месторождениям (рис.3) и несколько изменилась, особенно в области высоких значений k_n. Для ее построения использовались пласты с ρ_п не более 100 Ом•м. Опорный пласт для расчета α_пс выбирался в водоносной части разреза.

Для подсчёта запасов рекомендуется принимать среднее значение k_n из всех определений по способам и методам. Считаем, что при этом учитываются случайные ошибки.

Следует отметить, что некоторые способы определения k_n применимы для зоны полного газонасыщения. Это, прежде всего, касается зависимостей k_во=f(k_n). В переходных зонах определяемые параметры будут несколько искажены. Однако переходные зоны в газовых месторождениях небольшие и, как показывают расчёты, практически не влияют на средневзвешенные величины k_n в целом по залежи. Это подтверждается расчётами пористости по двум выборкам: по скважинам, вскрывшим ГВК, и в целом по всем скважинам (табл.1). Исходя из преимуществ рассмотренных методов в разных частях залежи, можно предложить комплексный вариант, когда, например, в зоне полного насыщения пористость определяется по удельному сопротивлению, в переходной — по ПС. Кроме того, по методу ПС можно охарактеризовать пористостью невысокоомные пласты в зоне полного насыщения, удельное сопротивление которых по тем или иным причинам не может быть определено.

Таблица 1.

Коэффициент газонасыщенности также может быть определён несколькими методами. Во-первых, через пористость по керновым зависимостям k_во=f(k_n) и k_во=f(k_n.эф) (рис.1), во-вторых, k_внапрямую через зависимость ρ_п=f(k_в). Результаты по этой зависимости более предпочтительны.

Возможны варианты определения коэффициента газонасыщенности по значениям объёмной влажности и объёмной газонасыщенности исходя из соотношений: k_г=1-(ω_в/k_n) и k_г=ω_г/k_n. Объёмные параметры оцениваются по удельному сопротивлению по соответствующим зависимостям (рис.2).

В качестве контрольного варианта коэффициент водонасыщенности можно рассчитать без знания k_n по выражению k_в=ω_в/(ω_в+ω_г).

Результаты определения k_г также хорошо согласуются между собой. По средневзвешенным значениям для Западно-Таркосалинского месторождения значения k_г находятся в пределах 72.3-74.4% (табл.2).

Таблица 2.

Запасы газа Западно-Таркосалинского месторождения последний раз утверждались в ГКЗ РФ в 1988 г. После этого на месторождении пробурено дополнительно 8 разведочных, 4 наблюдательных, 2 поглощающих, 3 пьезометрических и 88 эксплуатационных скважин, в том числе 14 со вскрытием ГВК. По материалам этих скважин получены новые данные о геологическом строении газовой залежи, приуроченной к пласту ПК₁, в связи с чем возникла необходимость в пересчёте запасов газа сеноманской залежи, который был выполнен в ЗапСибГеоНАЦ в 2000 году. При пересчёте запасов обоснование коэффициентов пористости и газонасыщенности коллекторов сделано по описанным в настоящей статье способам и моделям. Были рекомендованы и использовались значения k_n=34.6% и k_г=72.8%.

Сеноманская газовая залежь введена в разработку в январе 1996 г. За несколько лет эксплуатации накоплен значительный материал по истории разработки, уровням добычи газа, темпам снижения пластового давления, технологическим режимам работы скважин, что позволяет оценить с учётом опыта других месторождений (Медвежье, Вэнгапуровское, Уренгойское и др.) запасы газа Западно-Таркосалинского месторождения методом материального баланса.

Оценка запасов газа Западно-Таркосалинского месторождения по материальному балансу оказалась на 0.3-1.2% выше, чем по объёмному методу.

Получены практически одинаковые цифры запасов, что свидетельствует о достаточной эффективности определения подсчётных параметров по данным ГИС.

Рассмотренные модели определения коэффициентов пористости и газонасыщенности прошли апробацию на Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО “Газпром”, а также при защите запасов газа Еты-Пуровского, Губкинского и других месторождений в ГКЗ РФ.

Рис.3. Сводная зависимость коэффициента пористости от относительной амплитуды ПС для пласта ПК₁месторождений Пуровского нефтегазоносного района

Литература

1. Леонтьев Е.И., Дорогиницкая Л.М., Кузнецов Г.С., Малыхин А.Я. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами. — М.: Недра.-1974.-240с.
2. Дегтярёва В.Н., Кудрявцев В.С., Мамяшев В.Г. Влияние нефтегазонасыщенности на амплитуду собственных потенциалов в скважине //Методика разведки и промыслово-геофизических исследований газонефтяных месторождений Тюменской области /Тр. ЗапСибНИГНИ.- Вып.106.-1975.- С.107-110.
3. Кропотов О.Н., Астоян С.Г. Влияние нефтенасыщенности терригенных коллекторов на величину потенциалов самопроизвольной поляризации //Использование материалов геофизических исследований скважин при комплексной интерпретации и подсчёте запасов нефти и газа. — М.: Недра.-1986.-С.82-86.
4. Таужнянский Г.В., Петросян Л.Г., Петерсилье В.И. Обоснование коэффициента нефтенасыщенности коллекторов месторождений Среднего Приобья // Геология нефти и газа. -1987.- №11.- С.46-50.
5. Таужнянский Г.В. Способ учёта влияния термобарических условий при определении нефтенасыщенности однородных терригенных коллекторов// Геология нефти и газа.- 1986.- №4.-С.28-30.