Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения

УДК 550.885 А.Е. Рыжов

Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ) Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП) приурочено к структурно-литологической ловушке, осложненной тектоническими нарушениями. Продуктивность толщи терригенных отложений венда на месторождении связана с ботуобинским, хамакинским и талахским горизонтами. Породы продуктивных горизонтов характеризуются сложным фациальным строением, резкой изменчивостью коллекторских свойств, высокой степенью неоднородности по площади и разрезу. Условия распространения коллекторов контролируются тектоническими и седиментационными факторами, обусловливающими выклинивание, литологические замещения, размывы, перерывы в осад-конакоплении.

Неоднородность вендских отложений проявляется в характере распространения зон различной продуктивности нефтегазоносных горизонтов. Сложную картину распределения дебитов газа по разведочным скважинам иллюстрируют схематические карты, построенные для каждого из продуктивных горизонтов (рис. 1-3). К высокопродуктивным отнесены скважины с дебитом по газу более 100 тыс. м3/сут, к низкопродуктивным - с дебитом менее 100 тыс. м3/сут.

Ботуобинский горизонт наиболее продуктивен на Северном блоке месторождения, в зоне расположения нефтяной оторочки, и южнее - вплоть до границы Северного блока. В отдельных скважинах получены дебиты газа 500-900 тыс. м3/сут, дебиты нефти - до 55 м3/сут.

В южном и западном направлениях происходит постепенное выклинивание горизонта. Притоки нефти, кроме нефтяной оторочки, находящейся в северо-восточной части горизонта, получены также в отдельных скважинах (скв. 321-02 и 761), расположенных по контуру зоны высокой продуктивности пласта. Незначительные нефте-проявления отмечены также в скв. 321-67 (Южный I блок).

Породы ботуобинского горизонта представлены песчаниками и алевролитами, преимущественно кварцевого состава. Песчаники различной зернистости (от среднекрупнозернистых до мелкозернистых и алевритистых), алевролиты песчанистые, алевролиты глинистые, с прослоями аргиллитов. В песчаниках преобладает хорошая сортировка. Цементы преимущественно кальцитовые и сульфатные, пятнистые, реже глинистые. Тип цементации - от пленочного, контактово-порового и пятнистого до базального (в неколлекторах). Развит регенерационный кварцевый цемент, а также конформные, сутурные и инкорпорационные контакты зерен, различные виды вторичных цементов. Наблюдается неравномерное засолонение различной интенсивности пород горизонта.

Текстуры пород разнообразны - однородные, микрослоистые, слоистые, горизонтально- и косослоистые, неясно-слоистые, пятнистые, тонко-волнисто-слоистые, срезания слойков, интракластовые, линзовидные, рябь течения, смятия и проседания осадка.

В основании песчаных отложений ботуобинского горизонта лежат глинистые осадки шельфа и переходной зоны, тонкие прослои аргиллитов и алевролитов, что может свидетельствовать об отсутствии размыва в основании горизонта. Выше разрез представлен прибрежно-морскими отложениями, включая осадки пляжей и приливноотливных комплексов. Основная часть высокопродуктивных коллекторов представлена хорошо отсортированными среднезернистыми песчаниками барового происхождения.

Ключевые слова:

терригенный

коллектор,

неоднородность

продуктивных

отложений,

корреляционная

схема,

фильтрационно-

емкостные

свойства,

постседимента-

ционное

засолонение пород. Keywords:

sandstone reservoirs, the heterogeneity of productive deposits, the correlation diagram,

reservoir properties, postsedimentary salinization rocks.

номер скважины

граница Чаяндинского лицензионного участка

разрывные нарушения линия корреляционной схемы

параметрические поисковые разведочные А запланированные к бурению

• на 2013-2014 гг.

Давшие притоки:

% дебит нефти, м’/сут

дебит газа < 100 тыс. м3/сут

• дебит газа > 100 тыс. м3/суг

3 дебит газа и нефти, тыс. м’/сут, м’/сут

О сухой объест

Находящиеся:

в консервации ликвидированные в монтаже в бурении в испытании

зона расположения высокопродуктивных скважин с дебитом газа >100 тыс. м3/сут

зона расположения низкопродуктивных скважин с дебитом газа <100 тыс. ма/сут

зона расположения скважин с притоком нефти

номер скважины

граница Чаянд и некого лицензионного участка

разрывные нарушения линия корреляционной схемы

параметрические поисковые разведочные

запланированные к бурению на 2013-2014 гг.

Давшие притоки: в дебит нефти, ма/сут

дебит газа < 100 тыс. м3/сут • дебит газа > 100 тыс. м3/суг

О дебит газа и нефти, тыс. ма/сут, м8/сут

О сухой объест

Находящиеся:

в консервации ликвидированные в монтаже в бурении в испытании

зона расположения высокопродуктивных скважин с дебитом газа >100 тыс. м3/сут

зона расположения низкопродуктивных скважин с дебитом газа < 100 тыс. м3/сут

зона расположения скважин с притоком нефти

Давшие притоки:

• дебит нефти, м5/сут

дебит газа < 100 тыс. м3/сут

• дебит газа > 100 тыс. м7сут

О дебит газа и нефти, тыс. м7сут, м5/сут

О сухой объект

Находящиеся:

зона расположения высокопродуктивных скважин с дебитом газа >100 тыс. ма/сут

зона расположения низкопродуктивных скважин с дебитом газа < 100 тыс. м3/оут

с притоком нефти

Вверх по разрезу баровый комплекс пород перекрывается как тонким чередованием аргиллитов и тонкослоистых мелкозернистых песчаников и алевролитов, так и крупнозернистыми песчаниками и гравелитами (поверхность размыва).

Хамакинский горизонт характеризуется неравномерным, локальным распространением высокопродуктивных зон по площади месторождения. Одна из них расположена в западной части Северного блока, другая - в виде протяженной узкой полосы в центральной части Южного I блока. Максимальные дебиты газа составили около 400 тыс. м3/сут.

В скв. 321-67 (Южный II блок), 321-49 и 321-71 (Саманчакитский блок) в юго-восточной части месторождения получены небольшие притоки нефти.

Породы хамакинского горизонта представлены широким спектром литологических типов - от грубозернистых плохо отсортированных разностей (гравелиты, крупнозернистые песчаники) до песчаников среднезернистых и мелкозернистых, хорошо отсортированных, главным образом кварцевого и полевошпатовокварцевого состава и алевролитов с прослоями аргиллитов. Цементы смешанные - кварцеворегенерационные, кальцитовые и сульфатные пятнистые и базальные, глинистые контактово-поровые и порово-базальные. Засолонение пород носит неравномерный характер.

Текстуры пород самые разнообразные -однородные, слоистые, микро- тонко- и волнисто-слоистые, косослоистостые, пятнистые, линзовидные, смятия и внедрения осадка, рябь течений.

В центральной полосообразной зоне распространения высоко-продуктивных отложений (скв. 321-48) нижняя часть разреза сложена породами повышенных фильтрационноемкостных свойств - песчаниками крупно- и среднезернистыми, хорошо отсортированными. Средняя часть горизонта в этой части месторождения представлена переслаиванием аргиллитов и глинистых алевролитов. Верхняя часть - переслаиванием песчаников различной зернистости: от крупно-среднезернистых до мелкозернистых, с аргиллитами. Встречаются прослои гравелитов, аргиллитов, с линзами алевролитов и мелкозернистых песчаников.

В целом к югу месторождения коллекторские свойства пород горизонта ухудшаются. Так, в скв. 321-55 (Южный II блок) нижняя

часть разреза хамакинского горизонта представлена чередованием аргиллитов с прослоями и линзами алевролитов с поровым и базально-поровым глинистым цементом и песчаников мелкозернистых, более однородными прослоями песчаников среднезернистых и мелкозернистых со смешанным цементом с прослоями, линзами алевролитов и аргиллитов.

По условиям формирования отложения ха-макинского горизонта относятся к аллювиальным и прибрежно-морским.

Талахский горизонт наиболее продуктивен на незначительной площади в центральной части месторождения, от которой к югу и северу распространены зоны пласта с пониженной продуктивностью. Максимальный дебит газа составил 400 тыс. м3/сут.

В отложениях продуктивного горизонта выделяются следующие литотипы пород: гравелиты песчаные глинистые; песчаники гра-велитистые плохо отсортированные, крупносреднезернистые, среднезернистые; аргиллиты алевритистые. Цементы смешанного состава, сульфатные, глинистые пленочные. Засолонен-ность пород в основном незначительна.

Текстуры пород слоистые, неясно-слоистые, косослоистые, взмучивания и срезания слойков, пятнистые (за счет неравномерной ангидритизации), линзовидные.

В основании талахского горизонта залегают отложения, представленные плохо отсортированными песчано-гравийными обломочными породами с многочисленными крупными обломками метаморфических и интрузивных пород. В матриксе присутствует значительное количество пелитоморфных частиц, что характерно для ледниковых отложений. Встречается градационная слоистость от гравелита к песчанику крупно- и среднезернистому.

Средняя часть разреза сложена чередованием гравелитов мелко- и крупнообломочных, кварцевых и полевошпатово-кварцевых песчаников, средне-крупнозернистых, со смешанным цементом, песчаников разнозернистых, плохо отсортированных, с глинистым поровым цементом, песчаников средне-мелкозернистых с глинистым базально-поровым цементом с прослоями алевролитов, интракластами и прослоями аргиллитов, тонким переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников мелкозернистых.

Верхняя часть разреза представлена песчаниками средне-мелкозернистыми и мелко-среднезернистыми со смешанным цементом

с редкими прослоями и линзами аргиллитов и алевролитов и переслаиванием аргиллитов с линзами песчаника мелкозернистого, алевролитов, песчаников мелко- и среднезернистых и средне-крупнозернистых с базальным сульфатным цементом, иногда с интракластами аргиллитов.

Отложения горизонта формировались в сложных меняющихся условиях осадконако-пления - ледниковых, переходных и прибрежных морских.

Для отложений всех продуктивных горизонтов Чаяндинского месторождения характерна изменчивость фильтрационно-емкостных свойств, обусловленная динамикой условий осадконакопления, что отражается на причудливости границ распространения зон различной продуктивности, имеющих извилистые, зачастую прихотливые формы.

Диапазон изменения коллекторских свойств пород ботуобинского горизонта широкий. Пористость составляет от 26 % (в хорошо отсортированных среднезернистых песчаниках) до единиц процентов (в глинистых алевролитах и засолоненных разностях песчаников). Слабо сцементированные, рыхлые разности крупносреднезернистых и среднезернистых песчаников обладают чрезвычайно высокой проницаемостью - до 6000-10-15 м2, для алевролитов с базальным сульфатным и глинистым поровым цементом характерны наиболее низкие значения проницаемости - не выше 10-10-15 м2. В хама-кинском горизонте пористость пород варьирует от 23 % до единиц процентов, проницаемость -

от 4500 до 1,1-10-15 м2. Самыми высокими коллекторскими свойствами обладают песчаники крупно-среднезернистые и среднезернистые. Процессы ангидритизации и засолонения снижают пористость и проницаемость пород.

Диапазон изменения пористости пород в талахском горизонте составляет от 22-23 % до единиц процента, проницаемости - от 2000-10-15 м2 (в отдельных образцах достигает 3000-10-15 м2) до 0,5-10-15 м2. Наиболее пористые и проницаемые породы-коллекторы представлены мелкозернистыми, средне-мелкозернистыми и разнозернистыми песчаниками. Наихудшими коллекторскими свойствами характеризуются песчаники алевритовые с базально-поровым цементом.

Распределения пористости и проницаемости по керну из отложений наиболее продуктивных зон ботуобинского, хамакинского и та-лахского горизонтов иллюстрируют гистограммы, представленные на рис. 4.

Анализ распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в отложениях, вскрытых наиболее продуктивными скважинами, показал, что самыми хорошими фильтрационными свойствами характеризуется ботуобинский горизонт. Содержание высокопроницаемых коллекторов последовательно снижается от бо-туобинского к хамакинскому и талахскому горизонтам, а доля низкопроницаемых коллекторов (V и VI классов) возрастает. Характер изменения фильтрационных характеристик по горизонтам (в наиболее продуктивных частях) отражают данные, приведенные в таблице.

Распространение коллекторов различных классов проницаемости по продуктивным горизонтам Чаяндинского месторождения

Характеристика коллектора по проницаемости и класс коллектора (по А.А. Ханину) Продуктивный горизонт Доля в распределении

Очень высокая и высокая, I, II классы Ботуобинский 0,47

Хамакинский 0,24

Талахский 0,16

Средняя, III класс Ботуобинский 0,36

Хамакинский 0,22

Талахский 0,22

Пониженная, IV класс Ботуобинский 0,16

Хамакинский 0,4

Талахский 0,36

Низкая и очень низкая, V, VI классы Ботуобинский 0,03

Хамакинский 0,14

Талахский 0,26

Частость, д.е. Частость, д.е. Частость, д.е.

0,2

0,1

0,05

Ботуобинский горизонт

1,0

0 н—I- -I—I—I—I—I—I—I—I—I—1—I—I—I—I- 0,0

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28

Пористость, %

0,4 *

0,25-і

0,2-

п = 271

0,1

Хамакинский горизонт

1,0 0,25

0,2

0,4 * й 0,1

0,2

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 Пористость, %

0,4

0,2

(Я * Ь-1-0,0

-1- '<4^0-—І'ООІЛОС

о

Проницаемость, мД

0,25

0,2

0,1

0,05

Талахский горизонт

1,0 0,25

Ч

£

и

0,6 £ и и £

0,4 &

0,2

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 Пористость, %

0,2

<и

Ч 0,15

Е-

о

С

Е-

9

5 0,1 ЦТ

0,05

0,4

0,2

Проницаемость, мД

Рис. 4. Распределение пористости и проницаемости в наиболее продуктивных зонах горизонтов, где п - число определений

0.25

0

0.15

0.2

1.0

0

0

0.6

0.6

0.15

0.15

0.05

0.05

0.0

0

1.0

0

0

0.6

0.15

0.0

0.0

0

0

Накопленная частость, д.е. Накопленная частость, д.е. Накопленная частость, д.е.

Сложность строения продуктивных отложений на Чаяндинском месторождении иллюстрирует корреляционная схема вкрест структуры в центральной части месторождения по линии скв. 321-47-321-48-321-62, приведенная на рис. 5.

В нижнепаршинской подсвите в разрезах скважин прослеживаются пять выдержанных по мощности пластов заглинизированных пород. Строение залегающего выше хамакинско-го продуктивного горизонта (пласты 6-8) резко различается в разрезах рассматриваемых скважин.

Скв. 321-47

В скв. 321-47 отложения хамакинского горизонта отличаются существенной расчлененностью. Разрез сложен частым чередованием пачек коллекторов с плотными породами (переслаивание аргиллитов и глинистых алевролитов).

В разрезе присутствуют слои засолоненных песчаников, разнозернистых, крупно-среднезернистых, толщиной 2,0-3,0 м, которые вследствие высокого содержания солей (до 20-35 %) имеют низкую пористость (2-6 %). Наиболее хорошими коллекторскими свойствами обладают мелкозернистые песчаники со смешан-

Скв. 321-62

Рис. 5. Корреляционная схема по линии скв. 321-47 - 321-48 - 321-62

ным типом цемента, пористость которых меняется в диапазоне 18-22 %, проницаемость -100-400-10-15 м2. Среднее значение пористости составляет 7,5 %, проницаемости - 50-10-15 м2. При опробовании горизонта получен дебит газа 37,8 тыс. м3/сут.

В скв. 321-48 разрез имеет более однородное строение, чем в скв. 321-47. В основании отложений залегает пачка коллекторов толщиной более 10 м, представленная высокопроницаемыми песчаниками, среднезернистыми, реже крупнозернистыми. Верхняя часть разреза состоит из чередования тонких слоев коллекторов, среднезернистых песчаников, часто ангидритизированных, с аргиллитами и алевролитами. Верхнюю и нижнюю части разреза разделяет значительная пачка плотных аргиллитов, глинистых и ангидритизированных песчаников. Основной коллектор - среднезернистые и крупно-среднезернистые песчаники, с высокими ФЕС, меняющимися в широких пределах, пористость - от 10 до 22 %, проницаемость - от 400 до 4500-10-15 м2. Доломитизированные и ангидритизированные разности песчаников характеризуются худшими коллекторскими параметрами: пористость составляет от 3 до 10 %, проницаемость - от 1 до 100-10-15 м2. В целом отложения горизонта слабо засолонены, содержание солей колеблется от 0,1 до 1,2 %. В разрезе присутствуют лишь три тонких прослоя низкопоровых среднезернистых песчаников с повышенным содержанием солей - 5-11 %. Среднее значение пористости составляет 12,1 %, проницаемости - 920-10-15м2 . При опробовании интервалов пачек коллекторов нижней и верхней частей разреза получены дебиты газа 300 и 108,8 тыс. м3/сут соответственно.

В скв. 321-62 отложения хамакинского горизонта представлены заглинизированными мелкозернистыми песчаниками, тонким переслаиванием мелкозернистых песчаников и глин, песчаниками алевритовыми и алевролитами ангидритизированными. Слабый приток газа (1,6 тыс. м3/сут) получен из пачки мелкозернистых песчаников пористостью 12-16 %, проницаемостью от 1 до 35-10-15 м2. Засоло-нение отложений горизонта слабое - на фоновом уровне (менее 1 %), за исключением единичного прослоя среднезернистых песчаников, где отмечено повышение содержания солей до 3-6 %. Низкие коллекторские свойства пород горизонта (средняя пористость - 9,4 %, сред-

няя проницаемость - 4,6-10-15 м2) обусловлены глинизацией и ангидритизацией.

Хамакинский горизонт в разрезах трех скважин перекрыт глинистыми отложениями, толщина которых резко возрастает в восточном направлении.

В скв. 321-62 в толще глинистых пород нижнебюкской подсвиты над размывом залегает тонкая песчаная линза, из которой получен незначительный приток нефти (0,5 м3/сут).

Отложения ботуобинского горизонта присутствуют только в разрезе скв. 321-47 и представлены чередованием разностей: гравелитов, песчаников средне-мелкозернистых, мелкозернистых алевритистых, алевролитов различного типа цементации - от контактово-порового глинисто-гидрослюдистого до базального сульфатного. Породы горизонта слабо засолонены, на уровне фоновых значений (1-2 %). Среди коллекторов преобладают кварцевые песчаники средне-мелкозернистые с пятнистым каль-цитовым и сульфатным цементом, пористостью 18-21 %, проницаемостью 100-250-10-15 м2, реже коллекторы представлены мелкозернистыми песчаниками и алевролитами песчанистыми, с пористостью 10-19 % и проницаемостью 10-50-10-15 м2. Среднее значение пористости - 14,8, проницаемости - 100-10-15 м2. При опробовании пласта получен дебит газа 42,6 тыс. м3/сут.

В скв. 321-48 и 321-62 отложения ботуо-бинского горизонта размыты.

Геолого-геофизические характеристики разрезов, вскрытых скважинами, участвующими в корреляционной схеме, приведены на рис. 6-8.

Терригенные отложения продуктивных горизонтов Чаяндинского месторождения подверглись постседиментационному засолоне-нию (преимущественно галитами) под воздействием различных факторов. Наиболее существенное влияние на засолонение пород оказало изменение пластовых термобарических условий при региональных подъемах и эрозионных разрушениях отложений, похолодании палеоклимата и оледенениях, сопровождавшихся понижением температуры и давления. По мнению А.С. Анциферова (2003), выпадению солей из хлоридных кальциевых рассолов способствовало охлаждение недр после неоген-четвертичного оледенения. Изучение регионального распространения засолоненных терригенных отложений показало, что наличие солей отмечается в районах с пониженными

Скв. 321-47

Скв. 321-48

Скв. 321-62

І1 Из ^4 ^5 §6 І7 Ще О &0&

НгНгН 12 Ц§§§|13 Ц^Цм ^^15 ^^16 Ц^Ц17 ЕЭ18 Ш™ ЩІ20 ИИ 21 І 122

И 23  24 Щ 25 Ц 26 ЁЭ 27 Щгв [Ш]29 РЦзО | |з1

1 - доломит; 2 - песчаник крупнозернистый; 3 - гравелит, песчаник разнозернистый гравийный;

4 - песчаник мелкозернистый; 5 - переслаивание аргиллитов и алевролитов; 6 - переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов; 7 - переслаивание песчаников и аргиллитов, 8 - доломит глинистый, 9 - алевролит; 10 - песчаник среднезернистый; 11 - песчаник алевритистый; 12 - известняк;

13 - песчаник разнозернистый; 14 - переслаивание алевролитов, песчаников и глинисто-карбонатных пород; 15 - аргиллит; 16 - переслаивание доломита и аргиллита; 17 - переслаивание песчаников, аргиллитов и ангидритов; 18 - переслаивание песчаников и алевролитов; 19 - переслаивание гравелита и песчаника; 20 - песчаник с включениями аргиллита; 21 - переслаивание доломита, аргиллита и гипса; 22 - переслаивание доломита и ангидрита; 23 - гравелит; 24 - переслаивание гравелита, песчаника и аргиллита; 25 - ангидрит; 26 - песчаник; 27 - глина; 28 - переслаивание ангидрита, доломита и алевролита; 29 - алевролит глинистый; 30 - брекчия; 31 - переслаивание песчаника и глины

пластовыми температурами, не превышающими 15-20 °С [1].

Одной из причин засолонения коллекторов древних вендских и кембрийских отложений Лено-Тунгусской НГП считают проявление траппового магматизма, так как фильтрация рассолов может происходить по разрывным нарушениям и сформировавшимся зонам трещиноватости.

Отложения продуктивных горизонтов существенно различаются по интенсивности засолонения пород, площади и разрезу. Колебание содержания водорастворимых солей, преимущественно галитов, в поровом пространстве пород как между отдельными пластами, так и в пределах одного пласта составляют от долей процента до 20-35 %.

В отложениях ботуобинского горизонта в северной части месторождения (скв. 321-24), под пачкой нефтенасыщенных коллекторов, среднезернистых песчаников с пористостью 25 % и проницаемостью более 2 дарси, из которой получен дебит нефти 26 м3/сут, залегает слой практически полностью засолоненных низкопоровых среднезернистых песчаников. В скв. 321-44, расположенной в западной части месторождения на Северном блоке, получены непромышленные притоки газа. Большая часть разреза ботуобинского горизонта, вскрытого скважиной, представлена среднезернистыми песчаниками, имеющими из-за существенного засолонения (12-17 %) низкую пористость - менее 4 %, а находящаяся в нижней части горизонта пачка однородных алевролитов, высокопористых (17-21 %), слабо засолонена, содержание солей в породах не превышает 1 %. Такая же картина отмечается в отложениях ха-макинского горизонта. Неравномерность распространения засолоненных пород в ботуобин-ском и хамакинском горизонтах характерна для разрезов всех исследованных скважин.

Для отложений талахского продуктивного горизонта в целом характерно незначительное содержание солей, в основном на фоновом уровне, от 0,2 до 1,5 %, изредка до 3 %. Лишь в единичных случаях встречаются тонкие слои с повышенным содержанием солей до 4-17 % (скв. 321-47, 321-48, 321-50).

Изучение пород разрезов трех продуктивных горизонтов (ботуобинского, хамакинско-го и талахского) показало, что более интенсивному засолонению преимущественно подверглись слои (пачки), сложенные грубозерни-

стыми плохо отсортированными разностями обломочных пород: разнозернистыми, среднекрупнозернистыми, крупнозернистыми песчаниками с примесью гравелитовой фракции. Содержание водорастворимых солей в них колеблется от 5 до 20-35 %. Пористость засоло-ненных пород составляет от первых единиц процентов (и даже долей процента) до 8 %, редко более 10 %.

Высокопористые разности, представленные алевролитами, мелкозернистыми песчаниками, алевропесчаниками, средне-мелкозернистыми песчаниками, засолонены в меньшей степени - содержание солей в основном составляет от первых долей процента до 1,2 %. Изредка в некоторых скважинах встречаются прослои, представленные мелкозернистыми песчаниками и алевролитами, степень засоло-нения которых достаточно высока. Так, в боту-обинском горизонте (скв. 321-42) наблюдается чередование прослоев мелкозернистых песчаников с высоким (6-12 %) и низким (1-3 %) содержанием солей.

Засолонение снижает ФЕС пород. Как правило, породы при существенном засолонении (более 5 %) имеют низкие значения открытой пористости - от первых единиц до 8-10 %. Соотношение пористости и содержания солей в породе по ряду скважин приведено на рис. 9. Отдельную группу составили практически не подвергшиеся засолонению мелкозернистые песчаники и алевролиты, пористость которых снижена из-за высокого содержания цемента (до 20-30 %) смешанного состава (кальцитового, сульфатового, глинистого) преимущественно базально-порового и базального типов.

В процессе подготовки образцов к лабораторным исследованиям для удаления остаточной нефти порода экстрагируется осушенным растворителем. При этом было замечено, что некоторая часть соли выносится из порового пространства на поверхность. На фотографии образца, находящегося в растворителе после проведения экстракции, отчетливо видны выпоты кристалликов соли (галита), вынесенной из пор породы (рис. 10).

Определение потерь соли в процессе экстракции показало, что они составляют от долей процента до 1-5 %. С увеличением содержания солей в поровом пространстве породы потери при экстракции возрастают. Вынос солей в виде мелких кристаллов наблюдается и фиксируется при эксплуатации нефтяных скважин,

Открытая пористость, %

25

20

15

10

5

0

0 5 10 15 20 25 30 35

Содержание солей, %

Рис. 9. Соотношение между открытой пористостью и содержанием водорастворимых солей в поровом пространстве пород продуктивных отложений ЧНГКМ:

1 - ангидритизированные и заглинизированные мелкозернистые песчаники и алевролиты

♦ >

*

V . И

♦ч

ч 1  ♦ ♦ % * ♦

Рис. 10. Вымывание соли из порового пространства образца при экстракции толуолом

дренирующих засолоненные нефтенасыщенные терригенные отложения.

Таким образом, лабораторное изучение пород-коллекторов продуктивных горизонтов Чаяндинского месторождения сталкивается с трудностями, обусловленными неравномерным засолонением пустотного пространства.

В первую очередь это касается возможности достоверного определения истинного пластового содержания остаточной воды и коэффициента нефтегазонасыщенности в засоло-ненных коллекторах. Методики полупроницаемой мембраны (водной порометрии) и центрифугирования связаны с насыщением образцов пластовой водой. При насыщении засолоненной породы пластовой водой, даже при условии сохранения общей минерализации и компонентного состава раствора, не удается избежать вымывания из порового пространства некоторой части солей. Кроме того, при определении капиллярных характеристик (как капилляриметрией, так и центрифугированием) сохранить равновесие между раствором и твердым солевым составом породы не удается, так как при этом не воссоздаются термобарические условия пласта. Проведенные эксперименты показали, что эффективная проницаемость в значительной части образцов пород-коллекторов, содержащих остаточную воду после капилляриметрических исследований, становится существенно выше, чем абсолютная, а масса образца уменьшается, что свидетельствует о существенных изменениях в поровом пространстве породы [3].

Наиболее достоверные данные о содержании остаточной воды в засолоненном коллекторе получают при экстракции керна, отобранного на безводном буровом растворе (прямой метод). На Чаяндинском месторождении в скв. 321-24 в ботуобинском горизонте небольшой интервал разреза, сложенный рыхлыми высокопроницаемыми песчаниками, был пройден на безводном буровом растворе. Из поднятого кернового материала удалось исследовать несколько образцов с проницаемостью 4-6 дарси. Содержание остаточной воды в образцах оказалось очень низким и составило 2,2-4,9 %.

Относительно большой объем керна при бурении на безводной основе для определения количества остаточной воды прямым методом был отобран из ботуобинского продуктивного горизонта Среднеботуобинского месторождения. Лабораторные исследования показали, что изученные породы-коллекторы,

обладая широким диапазоном изменения проницаемости от I (1000-6000-10-15 м2) до III класса (100-500-10-15 м2), характеризуются низким содержанием остаточной воды от 4 до 16 %. Причем более тонкозернистые разности пород-коллекторов (песчаники мелкозернистые, алев-ритистые и алевролиты) содержат больше остаточной воды, чем грубообломочные разности коллекторов. Для мелкозернистых песчаников и алевролитов проявляется тенденция увеличения содержания остаточной воды при снижении проницаемости. Соотношение между проницаемостью и остаточной водонасыщен-ностью для пород ботуобинского горизонта по данным прямых определений представлено на рис. 11.

Отложения ботуобинского горизонта Чаян-динского и Среднеботуобинского месторождений являются аналогами, что позволяет прогнозировать низкое содержание остаточной воды в коллекторах этого продуктивного горизонта и на Чаяндинском месторождении.

Пониженное содержание остаточной воды в породах ботуобинских отложений обусловлено такими особенностями, как незначительное содержание ультратонких пор (размером менее

0,2 мкм) в коллекторах и высокая минерализация пластовых вод. Экспериментальными исследованиями М.М. Кусакова (1970) доказано, что с увеличением концентрации солей в пластовой воде, первоначально заполнявших породу, увеличивается степень гидрофобизации твердой фазы вследствие разрушения сольватных слоев ионами солей, поэтому остаточная вода не образует равновесной смачивающей пленки на поверхности обломочных зерен.

Продуктивные отложения Чаяндинского месторождения характеризуются существенной фациальной изменчивостью. К особенностям коллекторов продуктивных горизонтов следует отнести: значительную неоднородность литологического состава, неравномерное постседиментационное засолонение пород, невыдержанность ФЕС, их распространение по площади и разрезу. Наличие тектонических нарушений, блоковое строение всех продуктивных горизонтов увеличивают степень сложности геологического строения ЧНГКМ. Таким образом, по своим характеристикам оно относится к типу месторождений очень сложного строения, детальные корреляционные построения для которых возможны лишь при весьма плотном расположении скважин [4].

20

15

10

од

-о-^о

10 100 1000 10000

Проницаемость, 10-15 м2

Среднеботуобинское месторождение: Чаяндинское месторождение:

Ф Песчаники разнозернистые ф Песчаники крупно-среднезернистые,

среднезернистые, разнозернистые

9 Песчаники мелкозернистые, алевритистые и алевролиты О Песчаники крупнозернистые, среднезернистые

Рис. 11. Зависимость содержания остаточной воды от проницаемости для пород-коллекторов ботуобинского горизонта по данным прямых определений по керну

5

0

Для создания достоверной модели внутреннего строения продуктивного разреза Чаяндинского месторождения необходимо продолжение геолого-разведочных работ и прове-

дение экспериментальных исследований, направленных на повышение точности подсчета запасов углеводородов и обоснованности вырабатываемых проектных решений.

Список литературы

1. Анциферов А.С. Причины засолонения коллекторов нефти и газа в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции /

A.С. Анциферов // Докл. РАН. - 2000. -Т. 370. - № 1.

2. Букаты М. Б. Причины засолонения нефтегазоносных коллекторов на юге Сибирской платформы / М.Б. Букаты,

B.И. Вожов, Т.А. Горохова и др. // Геология и геофизика. - 1981. - № 9.

3. Рыжов А.Е. Особенности строения пустотного пространства пород-коллекторов ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения / А.Е. Рыжов // Геология нефти и газа. - 2011. - № 4.

4. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных

и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. - М.: ГКЗ СССР, 1984.