Решение научных проблем при подсчете запасов углеводородов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения

Abstract

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ) расположено в юго-западной части Республики Саха (Якутия) и входит в зону первоочередного освоения в районе действующего нефтепровода Восточная Сибирь Тихий Океан и проектируемого газопровода «Сила Сибири». Месторождение уникально по многим показателям: запасам углеводородов, геологическим условиям залегания (аномально низким пластовым давлениям, низким пластовым температурам, разломной тектонике, наличию криолитозоны и галита в качестве цементирующего материала пород, высокой минерализации пластовых вод, большой площади распространения нефтяных оторочек при небольшой толщине), составу пластового газа (содержание азота в пластовом газе 7-10 % об., гелия 0,44-0,57 % об.).Предыдущий подсчет углеводородных запасов ЧНГКМ, не считая оперативных работ, выполнен большим коллективом авторов (В.Д. Матвеев, Н.И. Коваль, М.М. Солощак, Г.В. Толмачёва, Л.Д. Колотущенко и др.) и представлен в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) в 2000 г. После 2008 г. накопился большой объем новой геолого-геофизической информации, комплексный анализ которой позволил существенно уточнить геологическое строение месторождения и запасы углеводородов. Авторы статьи решали научные проблемы при выполнении окончательного подсчета запасов углеводородов ЧНГКМ и успешно защитили построенную геологическую модель и результаты подсчета в ФБУ «ГКЗ» (2015 г.).Так, в результате работ существенно специфицировано тектоническое строение ЧНГКМ, выделены 19 изолированных тектонических блоков (ранее выделяли четыре основных блока), уточнено положение газожидкостных контактов. На основе большого объема лабораторных исследований по данным типа «керн керн» и «керн геофизические исследования скважин (ГИС)» построены зависимости для определения по ГИС расчетных геологических параметров (коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности) и оценены коэффициенты проницаемости пород. Впервые при подсчете запасов на ЧНГКМ (в 2013 г. в пределах ботуобинского горизонта, в 2015 г. для всех продуктивных горизонтов) коэффициент пористости определялся по акустическому импедансу. Кроме того, с учетом новых данных керна и информации о степени засолоненности пород проведено районирование территории и уточнены граничные значения коэффициентов пористости и проницаемости продуктивных горизонтов ЧНГКМ.Линейные запасы углеводородов, подсчитанные в интервалах испытанных объектов, хорошо согласуются с максимальными значениями полученных дебитов газа с учетом скин-эффекта и позволяют прогнозировать дебиты вновь пробуренных скважин.