Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции [2]. Продуктивные отложения вендского возраста приурочены к подошве иктехской свиты. Залежь ботуобинского пласта (В₅), являющаяся основной по запасам УВ, – пластовая, сводовая, блоковая, с элементами тектонического экранирования [4].

Песчанистость пласта изменяется от 0,61 до 1,0; коэффициент расчлененности составляет 1,18-1,39; коэффициент макронеоднородности варьирует от 0,136 до 0,144. Удовлетворительными фильтрационно-емкостными свойствами обладают все типы песчаников, песчанистые алевролиты, реже алевролиты. Открытая пористость пород колеблется от 0,03 до 0,22, проницаемость - от 2,4•10^-3 до 50•10^-1 мкм², нефтегазонасыщенность – от 0,40 до 0,98; плотность пород составляет 1,91-2,63 г/см³. Газ и нефть имеют следующие характеристики: граничные значения коэффициента открытой пористости – соответственно 0,041 и 0,06; проницаемость – соответственно 1,6•10^-3 и 5,0•10^-3 мкм²; остаточная водонасыщенность – соответственно 0,45-0,57 и 0,43-0,55.

На первом этапе исследований была предпринята попытка определения граничных значений параметров ГК, НГК и АК, характеризующих переход от коллекторов к неколлекторам в составе пласта В₅. С этой целью по стандартной методике [1, 3] были построены функции распределения каждого из перечисленных параметров для коллекторов и неколлекторов. Коллекторами считались интервалы, из которых при проведении ГДК получены притоки пластовых флюидов.

Анализ полученных результатов показал, что использование данной методики в ряде случаев ведет к существенным погрешностям при выделении коллекторов. Как следует из рис. 1, В, все значения параметра DT практически равномерно распределены в интервале значений от 160 до 280 мкс/м без четкой дифференциации на коллекторы и неколлекторы. Та же тенденция просматривается и для НГК (см. рис. 1, Б) – значения двойного разностного параметра DI_ng равномерно распределены в интервале от 0 до 1. На рассмотренных графиках уверенно выделяются лишь узкие участки развития неколлекторов, в то время как все остальное поле представляет собой зону неоднозначного решения. Более информативны значения параметра DIg (см. рис. 1, А). Однако в интервал от 0 до 0,30 попадает довольно существенное число точек, характеризующих как "сухие", так и продуктивные интервалы разреза.

Повышение эффективности распознавания коллекторов достигается комплексированием всех видов ГИС, отражающих изменения вещественного состава пород-коллекторов и их фильтрационно-емкостных свойств. С этой целью построены парные зависимости распределения для следующих параметров ГИС: DIg = f(DI_ng ), DIg = f(DT), где DI_g и DI_ng – двойные разностные параметры ГК и НГК; DТ– интервальное время пробега продольной волны, мкс/м (рис. 2, А, Б).

Анализ полученных распределений дает основания утверждать, что качество коллекторов, т. е. их фильтрационно-емкостные свойства, во многом определяется вещественным составом песчаников, слагающих продуктивный пласт. Повышение роли глинистой составляющей в его подошве находит отражение в показаниях всех используемых методов. При этом происходит увеличение значений DIg и DT , а значения двойного разностного параметра НГК (DI_ng ) уменьшаются. Переход от коллекторов к неколлекторам, обусловленный глинизацией песчаников, характеризуется граничным значением DIg = 0,42, верхним граничным значением DT =261 мкс/м и нижним граничным значением DI_ng = 0,09 (см. рис. 2, А, Б).

При увеличении в породах объемного содержания галита, ангидрита или карбонатного цемента происходят уменьшение интервального времени пробега продольной волны (нижнее граничное значение DT= 190 мкс/м) и увеличение наведенной гамма-активности (верхнее граничное значение DI_ng = 0,64).

Данное обстоятельство несколько ограничивает возможности выделения коллекторов пласта В₅ по зависимости, приведенной на рис. 1, А.

Таким образом, переход песчаников ботуобинского горизонта от коллекторов к неколлекторам контролируется различными типами изменения вещественного состава и характеризуется граничным значением DI_ng и двумя парами граничных значений DТ и DI_ng . Эти результаты подтверждают ранее сделанный вывод: к коллекторам относятся лишь те интервалы разреза, которые на всех зависимостях принадлежат области коллекторов (Брылкин Ю.Л., Воробьев С.В., Ващенко В.А., 1987).

Далее была сформирована выборка сравнения (по 15 скважинам), на основании которой оценивались точность построенных зависимостей и эффективность методики выделения коллекторов по граничным значениям параметров ГИС. Объем выборки – 180 точек, каждая из которых соответствовала определенному интервалу разреза пласта В₅ Среднеботуобинского месторождения. Все интервалы охарактеризованы материалами ГДК и ГИС, а также результатами петрофизических исследований.

Разработанная методика была апробирована и на ряде других месторождений, приуроченных к северо-восточному склону Непско-Ботуобинской антеклизы, нефтегазоносность которых связана с отложениями пласта В₅ (Тас-Юряхское, Иреляхское, Нижнехамакинское, Северо-Нелбинское, Озерное и Центрально-Талаканское). При этом было установлено, что приведенные выше граничные значения геофизических параметров позволяют проводить достоверное выделение коллекторов по всему полю развития горизонта B₅.

После того как анализируемые интервалы разбракованы на "сухие" и продуктивные, можно переходить к определению характера насыщения коллекторов. В пределах Среднеботуобинского месторождения наиболее четко эффективная мощность пород-коллекторов выделяется по данным индукционного каротажа. Переход от водонасыщенных песчаников к нефтегазонасыщенным характеризуется граничным значением r_п^ИК > 5,5 Ом•м (см. рис. 2, В).

Приведенная на рис. 2, Г зависимость DT= f(K_п) позволила установить нижнее граничное значение коэффициента открытой пористости пласта В₅ (K_п^гр) = 4,4 %), при котором коллекторы способны вмещать флюиды и отдавать их при воздействии на пласт. Важность этой зависимости заключается в том, что для ее построения использованы результаты определения пористости по тем интервалам разреза, в пределах которых возможность фильтрации свободных флюидов в условиях реального газонефтяного пласта подтверждена гидродинамическими исследованиями (ГДК).

Полученные в ходе выполненных исследований результаты могут использоваться для количественной и качественной интерпретации данных ГИС с целью обособления рекомендуемых к испытанию объектов, а также определения и обоснования подсчетных параметров месторождений нефти и газа, приуроченных к отложениям продуктивного горизонта b₅ в пределах северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы.

1. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов, проектировании разработки месторождений). - М.: Недра, 1978.
2. Геология нефти и газа Сибирской платформы / Под ред. А.Э. Конторовича, B.C. Суркова, А.А. Трофимука. - М.: Недра, 1981.
3. Козяр В.Ф., Ручкин А.В., Яценко Г.Г. Геофизические исследования подсолевых отложений при аномальных пластовых давлениях. – М.: Недра, 1983.
4. Непско-Ботуобинская антеклиза - новая перспективная область добычи нефти и газа на востоке СССР / Под ред. А.Э. Конторовича, B.C. Суркова, А.А. Трофимука. – Новосибирск: Наука, 1986.
5. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов: Справочник / Под ред. В.В. Стасенкова, И.С. Гутмана. – М.: Недра, 1989.

Methods of recognizing the terrigene reservoirs under conditions of insufficient information content of well-logging have been elaborated. Solution of the problem is achieved by a complex of field-geophysical studies and hydrodynamic logging carried out within the limits of Srednebotuobinsk gas-condensate-oil field. There were established boundary values of an open porosity coefficient and well-logging parameters characterizing a transition from reservoirs to non-reservoirs in the Botuobinsk producing horizon over the territory of the north-eastern slope of Nep-sko-Botuobinsk anteclise.

Рис. 1. ИНТЕГРАЛЬНЫЕ ФУНКЦИИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГК (А), НГК (Б) И АК (В) В ОТЛОЖЕНИЯХ ПЛАСТА B₅

1 – коллекторы; 2 – неколлекторы

Рис. 2. РАЗДЕЛЕНИЕ ПЛАСТА B₅ НА КОЛЛЕКТОРЫ И НЕКОЛЛЕКТОРЫ ПО ДАННЫМ ГК-АК (А), ГК-НГК (Б), БК (В) И АК-Кп (Г)

1 – коллектор; 2 – неколлектор; 3 – нефть, газ; 4 – вода