Прогноз параметров литогогических ловушек аллювиальных отложений по сейсмическим данным

Н.С. Корочкина Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник: Журнал «Геофизика»

В настоящее время большинство месторождений покрыто сейсморазведкой 3D, крупные месторождения открыты и разрабатываются, локальные поднятия разбурены. Настало время для открытия «пропущенных» и введения в эксплуатацию небольших объектов, которые ранее считались нерентабельными.

Несмотря на большие ограничения сейсморазведки, современные методы обработки сейсмического материала позволяют при комплексном подходе к интерпретации разобраться в условиях осадконакопления для решения задач выделения литологических ловушек в континентальных отложениях. Это дает возможность обнаружить не только сложную морфологию меандрирующих систем, но и спрогнозировать и оценить размеры перспективных объектов, опираясь в понимании на теорию и современные аналоги.

Русла древних рек, выполненные песчаными и песчано-галечниковыми образованиями и перекрытые глинистыми отложениями пойм, и сформированные ими аккреционные комплексы представляют собой исключительно благоприятное сочетание хорошо проницаемых и непроницаемых пород, столь необходимое для формирования скоплений углеводородов. В связи, с этим песчаные тела аллювиального генезиса представляют большой интерес при поисках залежей нефти и газа в ловушках литологического типа. Такие объекты могут быть разной морфологии и масштаба в зависимости от условий формирования и стадии развития рек, которые формируют их.

Объект исследований № 1

На Верхнесалымском месторождении в верхней части разреза неокомского комплекса основными объектами разработки являются отложения группы пластов АС10–12, которые принадлежат покровному подкомплексу клиноформного резервуара АС10–12. Региональной покрышкой данному резервуару служит приобская пачка глин, а подошвойглины пимской пачки. Нефтеносность резервуара данного месторождения связана с группой пластов АС10–12, расположенной в восточной части клиноформы за бровкой шельфа на начало формирования клиноформы.

Отложения пластов АС10-12 формировались в условиях дельтовой равнины, переходящей в аллювиальную в периоды регрессий. Разрез представлен частым и неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов, глин, прослоями углей. В литологическом отношении породы эрозионного вреза пласта АС11 представляют собой массивные мелкосреднезернистые песчаники местами со следами оползания, которые сменяются вверх по разрезу косоволнистыми песчаниками, и постепенно переходят в песчаные аргиллиты, иногда в угленосные слои. По всему разрезу наблюдаются углисто-глинистые намывы и обломки углефицированной древесины. Также встречаются захороненные обломки размываемого субстрата. Пойменные отложения представлены алевролитами с растительной биотурбацией, встречаются скаении (рис. 1, б).

Рис. 1 Фотоснимки керна: а – русловые отложения; б – пойменные отложения; в – старичные отложения

При анализе сейсмических данных как по горизонтальным, так и по вертикальным сечениям сейсмического куба выделяются аномальные зоны, связанные с развитием речных долин с захороненными меандрирующими руслами палеореки (рис. 2), которые совместно с данными керна и каротажа позволяют восстановить картину условий формирования отложений и спрогнозировать параметры палеореки и перспективных объектов, соответственно. Исходя из полученных данных по сейсмическим материалам, а именно: высоты излучины, равной 2170 м, длины излучины – 6435 м, общей ширины пояса руслоформирования – 4750 м, можно оценить предполагаемую толщину песчаных тел в соответствии с закономерностью, установленной Дж. Д. Коллинсоном в 1978 г., между поясом меандрирования и средней мощностью меандровой отмели по формуле: В = 64,6 * h 1.53, где В – общая ширина пояса руслоформирования, h – средняя толщина меандровой отмели.

Рис. 2 Горизонтальное сечение куба амплитуд в интервале пласта АС11 2 Верхнесалымского месторождения

Согласно расчетам, средняя мощность песчаных отложений может составлять 16,5 м [9]. Фактическая же толщина тела по данным бурения превышает 20 м, т.е., вероятно, отложения представляют систему мультивертикального причленения русел типа «этажерки». На данном месторождении пласт АС11 2 является одним из основных продуктивных. По сейсмическим и скважинным данным построена сейсмогеологическая модель [4, 5, 6], на основе которой выделено, а в дальнейшем и введено в эксплуатацию несколько литологически экранированных залежей, представленных песчаными телами прирусловых отмелей. Реликты древних русел выступают в качестве непроницаемых гидродинамических барьеров, так как заполнены отложениями стариц, и идентифицируются на сейсмических динамических характеристиках и временных разрезах (рис. 3). В процессе разработки модель подтверждается. 

Рис. 3 Вертикальное сечение куба амплитуд Верхнесалымского месторождения по линии I

Объект исследований № 2

Группа пластов АВ10–12 Вынгапуровского месторождения в региональном стратиграфическом плане соответствует покровному неосложненному неокомскому подкомплексу, ограниченному региональными кошайской и савуйской пачками тонкоотмученных глин. Пласты относятся к регрессивной средней подсвите вартовской свиты. 

Отложения пластов АВ10–12 сформированы в континентальных озерно-аллювиальных условиях. Разрез представлен переслаиванием песчаников (рис. 4, а), алевролитов, глинистых отложений (рис. 4, б) и углистых пластов. Отмечаются намывы углисто-слюдистого материала, обломки углефицированной древесины, обугленные растительные остатки. Песчаники от светло-серых до темно-серых мелкозернистые, с частыми намывами углистоглинистого материала и мелкорассеянными включениями углефицированного растительного детрита, с единичными мелкими обугленными растительными остатками. Цемент известково-глинистый или глинистый. Углистые отложения черного цвета с жирным блеском, хрупкие, рассыпчатые, в конце слоя переходящие в аргиллит. Глина темно-серая аргиллитоподобная алевритовая (близко к алевролиту мелкозернистому глинистому), со слабовыраженными намывами мелкоалевритового материала. Отмечаются мелкие обрывки углефицированных корней растений. Текстура пологая мелковолнистая [7].

Рис. 4 Фотоснимки керна: а – русловые отложения; б – пойменные отложения

Сейсмическая запись волнового поля в интервале данных отложений неоднозначная. На рис. 5 представлен один из вариантов восстановления условий формирования отложений с зонами развития речных долин и захороненным меандрирующим руслом палеореки, полученных при комплексной интерпретации данных сейсморазведки совместно с данными каротажа и керна. Согласно полученной модели оценены следующие параметры меандрирующего русла:

– высота излучины (А) – 1600 м;
– общая ширина пояса руслоформирования (В) – 3025 м;
– длина излучины (С) – 3340 м.
Расчетная толщина средней меандровой отмели по формуле Коллинсона составляет 12,3 м. 

Фактическая эффективная толщина песчаных тел данного пояса меандрирования варьирует в пределах от 10 до 22 м. То есть на данной площади, как и в предыдущем примере, отложения представляют систему мультивертикального причленения русел типа «этажерки».

Рис. 6 Отображение палеорусел на вертикальном срезе амплитудного куба Вынгапуровского месторождения 

На данном месторождении этот пласт не является основным. Залежь открыта по результатам испытания эксплуатационной скважины, в интервале пласта которой был получен промышленный приток нефти с водой. Соседние скважины, расположенные на небольшом расстоянии от продуктивной и выше по гипсометрии, водонасыщенные. Залежь локализована в песчаниках прируслового бара в пределах одной меандры и экранирована непроницаемыми (глинистыми) отложениями, заполнившими русло после его отмирания. На рис. 6 представлена волновая характеристика данных отложений.

ВЫВОДЫ

Седиментологический анализ позволяет определить условия формирования отложений и в комплексе с сейсмическими данными выделить зоны развития перспективных объектов, представленных песчаными телами прирусловых отмелей. Морфологические зависимости параметров палеорусел дают возможность оценить толщины перспективных объектов в первом приближении. Представленный подход выделения и изучения перспективных объектов, сформированных в континентальных условиях осадконакопления, может быть применим на месторождениях с аналогичными отложениями. Особенно актуален метод на этапе доразведки месторождения. В этом случае рекомендуется выбрать скважину, расположенную в предполагаемой зоне развития прирусловых отмелей, согласно комплексному анализу фактического материала и выполнить в ней углеродно-кислородный каротаж (СО) для определения характера насыщения. Автор выражает благодарность коллеге Сергею Александровичу Предеину, руководителю направления по оценке качества запасов Научно-Технического Центра «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), за интересное творческое сотрудничество и помощь в написании статьи.

ЛИТЕРАТУРА

1. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология. Терригенные резервуары. Пособие по работе с керном. Тверь: ГЕРС, 2011. 152 с.
2. Белоусов С.Л., Береснева Г.В., Большакова Н.Н. и др. Атлас «Геологическое строение и нефтегазоносность неокомского комплекса Ханты-Мансийского автономного округа». Ханты-Мансийск: «НАЦ РН», 2007. 191 с.
3. Жемчугова В.А. Практическое применение резервуарной седиментологии при моделировании углеводородных систем. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. 342 с.
4. Корочкина Н.С. Выделение литологических ловушек в аллювиальных отложениях на примере Верхнесалымского месторождения // Геофизика. 2017. № 4. С. 33–40.
5. Котова В.З., Кажмулинов Т.К., Предеин С.А. и др. Отчет «Подсчет запасов нефти и растворенного газа и ТЭО КИН Верхнесалымского нефтяного месторождения ХантыМансийского автономного округа – ЮГРА по материалам проведенной 3Д-сейсморазведки, разведочного и эксплуатационного бурения». Тюмень: ООО «Газпромнефть НТЦ», 2015. 243 с.
6. Котова В.З., Кажмулинов Т.К., Предеин С.А. и др. Отчет «Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа по пласту АС11 2 Верхнесалымского нефтяного месторождения по состоянию на 01.01.2017». Тюмень: ООО «Газпромнефть НТЦ», 2016. 60 с.
7. Котова В.З., Кажмулинов Т.К., Предеин С.А. и др. Отчет «Оперативная оценка изменения запасов УВ по результатам эксплуатационного бурения на лицензионных участках производственной деятельности ОАО «Газпромнефть-ННГ» за 2016 г.» Тюмень: ООО «Газпромнефть НТЦ», 2016. 53 с.
8. Малярова Т.Н., Птецов С.Н., Иванова Н.А. Методика изучения и прогноза коллекторских свойств резервуаров руслового генезиса по данным сейсморазведки 3Д и ГИС в условиях Широтного Приобья (пласт АС4) // Технология сейсморазведки. 2004. № 2. С. 92–99.
9. Ольнева Т.В., Жуковская Е.А. Параметризация синусоидальности палеоканалов для фациальных реконструкций и объектного моделирования // Геофизика. 2017. № 4. С. 41–46.
10. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. В 3 томах. Т. 1. Типы литогенеза и их размещение на поверхности земли. М.: Академии наук СССР, 1960. 212 с.

REFERENCES 

1. Baraboshkin EJ. Practical sedimentology. Clastic reservoirs. Manual on working with core. Tver: GERS, 2011. 152 p. (in Russian).
2. Belousov SL, Beresneva GV, Bolshakova NN and others. Atlas «Geology aspects and oil-gas content of Neocomian deposits of Khanty-Mansiysky autonomous okrug». KhantyMansiysk: «SAC RSM», 2007. 191 p. (in Russian).
3. Zhemchugova VA. The practical application of reservoir sedimentology for hydrocarbon systems modeling. Moscow: RGU nefti i gasa imeni I.M. Gubkina, 2014. 342 p. (in Russian).
4. Korochkina NS. Lithologic trap delineation at fluvial deposits in Upper-Salym field. Geophizika. 2017; (4): 33–40 (in Russian).
5. Kotova VZ, Kazhmulinov TK, Predein SA and others. Estimation of oil and dissolved gas and TEO KIN report of Verhnesalymskiy oil field of Khanty-Mansiysky autonomous okrug- Yugra based on seismic data 3d, exploration and production well data. Tyumen: LLC «Gazpromneft STC», 2015. 243 p. (in Russian).
6. Kotova VZ, Kazhmulinov TK, Predein SA and others. Current estimation of oil and dissolved gas for layer AS11 2 report of Verhnesalymskiy oil field as of 1.01.2017. Tyumen: LLC «Gazpromneft STC», 2016. 60 p. (in Russian).
7. Kotova VZ, Kazhmulinov TK, Predein SA and others. Current estimation of hydrocarbons reserves change report according to results of production drilling at the licenses areas of OJSC «Gazpromneft-NNG» for 2016. Tyumen: LLC «Gazpromneft STC», 2016. 53 p. (in Russian).
8. Malyarova TN, Ptetsov SN, Ivanova NA. Methodology for the study and prediction of channel genesis characteristics of reservoir based on 3D seismic and log data at Shirotnoye Priobye (layer AC4). Seismicheskie technologii. 2004; (2): 92–99 (in Russian).
9. Olneva TV, Zhukovskaya EA. Paleochannels parametrization for the reconstruction of depositional environments and object modeling. Geophizika. 2017; (4): 41–46 (in Russian.)
10. Strahov NM. Fundamentals of the lithogenesis theory. V1. Types of lithogenesis and their placement on the earth’s surface. Moscow: Akademii nauk SSSR, 1960. 212 p. (in Russian). 11. Baraboshkin EJ. Sedimentological study of Cherkashin formation in wells 22bis, 37R, 44, 45, 101, 302, 390 Upper Salym Oilfield. Moscow, 2011. 52 p. (in English). 12. Baraboshkin EJ. Sedimentological study of Cherkashin and Achimov (Akhskaya) formations in wells WS1090, WS1500, WS1565, WS7532, SVA9045, SVA6331, US2316, US8342, US23310 of Salym Group Oilfields. Moscow, 2012. 40 p. (in English).

Положительная рецензия от 20.08.2018 
Решение редколлегии о публикации от 31.08.2018


Возврат к списку