Роль сейсмологического анализа при выборе стратегии разбуривания участка (на примере отложений пласта Ю1-1 Васюганской свиты)

А.А. Музыченко, В.Ю. Овечкина, А.В. Максименко, И.В. Лыхина, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник: Журнал «Геофизика»

ВВЕДЕНИЕ

О сложном геологическом строении васюганской свиты написано много статей и монографий на основе проведенных региональных работ и данных по изучению локальных участков. Тем не менее в процессе разработки коллекторов васюганской свиты каждое следующее месторождение приносит свои геологические «сюрпризы». Ввиду неустойчивости обстановок седиментации и наложенных «вторичных» событий терригенные отложения васюганской свиты характеризуются высокой неоднородностью и сложностью распределения литологических и фильтрационно-емкостных свойств. В связи с чем на рассматриваемой площади наблюдаются замещение коллекторов глинистыми отложениями, резкая изменчивость эффективных толщин на расстоянии меньше шага бурения, изменение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) породколлекторов, вариативность положения уровня водонефтяного контакта (ВНК) и неопределенность, обусловленная геометризацией залежи.

Методика

При размещении проектного фонда скважин на подобного рода объектах для решения важнейшей задачи качественного и количественного прогноза распространения коллекторов необходимы:
• понимание фациальной природы, т.е. условий формирования объекта;
• анализ данных ГИС и керна;
• сейсмогеологический анализ данных (определение закономерностей распределения коллекторов в разбуренных частях залежи);
• детализация геологической модели;
• анализ подтверждаемости прогноза по результатам бурения;
• слаженная работа специалистов смежных областей.

Пример

В качестве примера рассмотрим пласт Ю1-1 васюганской свиты месторождения А. Площадь работ расположена в пределах Вартовского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области на территории Нижневартовского района ХМАО Тюменской области.

Рассматриваемый объект хорошо изучен. Разработка пласта Ю1-1 месторождения А ведется 10 лет. На текущий момент пробурено более 100 скважин.

Участок расположен в пределах Хантейского мегасвода, в центральной части Нижневартовского свода, осложненного одноименными структурами. В ходе геологического развития наблюдается выполаживание структурообразующих элементов, вверх по разрезу происходит уменьшение размеров и амплитуд локальных поднятий. Прослеживается серия прогибов по веерным направлениям в южной части участка (рис. 1).

Рис. 1 Принципиальная схема образования одноименной структуры месторождения А с привлечением атрибутного анализа а – карта углов наклона кровли пласта Ю1-1; б – карта сейсмофаций в интервале Ю1-1 (7 кл.)

Формирование пласта Ю1-1 на рассматриваемой площади, вероятно, происходило в прибрежноморских условиях, способствовавших развитию характерных для этих условий фаций: регрессивных баров, промоин разрывных и вдольбереговых течений, шельфовой равнины.

На западе участка формировались песчаные тела регрессивных баров, в пределах которых откладывались хорошо отсортированные песчаники однородного состава. По линейному резкому изменению динамических параметров сейсмических данных в интервале пласта по линии северо-западного простирания в подножие западного склона структуры выделяется аномалия, зона транзита (возможно, палеоканал), представленная увеличенными значениями временных толщин в центральной части залежи (рис. 2, а). Данная зона также отчетливо прослеживается в геолого-геофизическом разрезе поперечного сечения области распространения (рис. 2, б). Наблюдаемый палеоканал зафиксирован в центральной части основной залежи пласта Ю1-1 и разрезает ее практически пополам. Было сделано предположение, что сам врез палеоканала мог сформироваться в результате резкого регионального понижения относительного уровня моря в период субаэрального осушения территории.

Рис. 2 а – карта интервальных времен между отражающими горизонтами Ю1-2 и Ю1-1; б – геолого-геофизический разрез по линии скважин I-I’ (масштаб)

Описанная выше зона транзита аналогичным образом контрастно прослеживается и на соседних территориях.

Анализ керновых данных и ГИС

Керновым материалом пласта Ю1-1 васюганской свиты охарактеризованы 20 скважин, из них только 4 скважины представлены керновыми исследованиями.

Детальное изучение кернового материала показало, что отложения пласта Ю1-1 на площади имеют разнообразный литологический состав: от песчаников с широким диапазоном структурно-текстурных особенностей, различным соотношением количества алевритоглинистого материала до тонко отмученных аргиллитов, формировавшихся в спокойной гидродинамической среде. В разрезе встречаются углистые глины и непосредственно прослои углей.

По текстурам в песчанике (интервал пласта Ю1-1) слойки «выполаживаются» вверх по разрезу, что весьма характерно для баровых построек, но не для потока, где эффекта выполаживания не наблюдается.

Проведение детального сейсмогеологического анализа

Прогноз, выполненный по данным 3D СРР, является базой для трехмерного геологического моделирования и основой для корректировки разведочного и эксплуатационного бурения. Существует два основных типа прогнозирования коллекторских свойств по данным ГИС и 3D СРР – метод сейсмической инверсии и сейсмофациальный анализ, в т.ч. атрибутный.

Метод сейсмической инверсии – процесс преобразования сейсмических данных в количественное описание свойств пород, слагающих резервуар, основан на инвертировании/обращении наблюденных сейсмических амплитуд к упругим характеристикам пород, которые связаны с коллекторскими свойствами (литология, пористость, характер насыщения).

Сейсмофациальный анализ – это анализ изменений волнового поля в межскважинном пространстве, где прогноз свойств резервуара осуществляется на основании связей, установленных между скважинными характеристиками (пористость, эффективная толщина, песчанистость и т.д.) и свойствами акустических волн (амплитуда, частота, фаза) в точке скважины [1].

Целью сейсмофациального анализа является районирование территории по форме сейсмической записи с последующим восстановлением обстановок осадконакопления и прогноз литофаций с помощью данных сейсморазведки. Сейсмофациальный анализ необходимо проводить совместно с интерпретацией данных ГИС, керна и палеофациальным анализом.

Сравнительный анализ сейсмофаций с их литолого-фациальными аналогами показывает, что отдельные части разреза характеризуются своей, присущей только им записью волнового поля на временных сейсмических разрезах МОГТ.

Практика сейсмогеологического анализа требует совершенствования. Следует понимать, что не один сейсмический атрибут не имеет однозначной взаимосвязи с физическими свойствами, наблюдаемыми в природе, а установленная значимость корреляционной связи вовсе не означает, что она действительно распространяется на всю площадь прогноза [7].

В рамках работы в качестве метода прогнозирования коллекторских свойств пласта Ю1-1 васюганской свиты использовался метод сейсмофациального анализа.
На этапе сейсмофациального анализа пласта Ю1-1 с учетом анализа данных керна и ГИС выделены пять типов разреза (рис. 3, 4).

Рис. 3 Геологическая типизация разреза пласта Ю1-1

Первый и второй типы разреза характеризуются хорошими значениями эффективной толщины 2–19 м, средними значениями пористости 0,14–0,19. Однако первый тип отличается повышенной песчанистостью и большой мощностью коллектора пласта Ю1-1. Входные дебиты жидкости эксплуатационных скважин (ННС), вскрывших данные типы разреза пласта Ю1-1, составляют 30–100 м3 /сут (после ГРП). Выделенные типы разреза рассматриваются как наиболее перспективные, рентабельные для освоения.

Скважинам, вскрывшим третий тип разреза, соответствуют высокие значения эффективных толщин, но не высокие значения пористости (не более 17%). Входные дебиты жидкости в скважинах, вскрывших третий тип разреза, составляют 20–70 м3 /сут (после ГРП) и являются промышленными.

Четвертый тип разреза обладает крайне низкими значениями ФЕС коллекторов. Эффективная толщина составляет 1–9, пористость не более 16%. Входные дебиты в скважинах, вскрывших четвертый тип разреза, составляют 5–20 м3 /сут (после ГРП). Данный тип разреза рассматривается как условно рентабельный и не представляет промышленного интереса.

Пятый тип разреза характеризуется отсутствием коллекторов в разрезе пласта и, соответственно, обладает низкими коллекторскими свойствами. При испытании скважин в данной зоне притока не получено. Выделяемый район является нерентабельным для освоения.

По результатам сейсмического прогнозирования было выявлено, что на рассматриваемом участке существуют заметные различия в закономерностях распространения улучшенных коллекторов пласта Ю1-1 васюганской свиты.

С целью выявления корреляционных связей с коллекторскими свойствами пласта Ю1-1 васюганской свиты для статистического анализа была использована карта сейсмофаций (рис. 4).

Рис. 4 Сейсмофациальная карта пласта Ю1-1 с нанесенными выделенными типами разреза

Детализация геологической модели

Для построения геологической модели были привлечены результаты сейсмогеологического анализа. Для достижения детализации геологической модели построение куба литологии осуществлялось с использованием отсечек по кубу αпс, построенному на основе данных 3D СРР: полученной корреляционной зависимости ср.взв. значений APS по скважинам и значений карты сейсмофаций (7 кл.) в интервале пласта Ю1-1 (рис. 5).

Рис. 5 Разрезы кубов: а – αпс, б – литология

Формирование стратегии разбуривания эксплуатационных участков

Сейсмогеологический анализ, описанный выше, дает возможность распределять участки бурения по принципу «от лучшего к худшему», «от известного к неизвестному».

Так, рассматривая один из перспективных районов бурения куста № С, с учетом особенностей формирования васюганской свиты на качественном уровне были выделены шесть зон (рис. 6).

Рис. 6 Один из сценариев стратегии разбуривания с нанесенным проектным фондом скважин

• Зона № 1. Локальная зона с самыми высокими значениями ФЕС (Кп = 0,15–0,16 д.ед) в районе бурения куста № С, вскрытая скважиной 22R (при испытании в интервале Ю1-1 был получен фонтанирующий приток нефти дебитом 15,6 м3 /сут).
• Зона № 2. Зона средних значений ФЕС (Кп = 0,14 д.ед) в районе бурения куста № С, вскрытая скважинами 102, 16R, 104, с высоким риском отсутствия гидродинамической связи с зоной 1.
• Зона № 3. Зона ухудшенных коллекторских свойств, вскрытая скважинами 109, 153, 192 (Кп < 0,14 д.ед).
• Зона № 4. Зона с высоким влиянием краевого эффекта 3D СРР.
• Зона № 5. Зона возможного наличия литологического замещения коллектора между 1 и 2 зонами.
• Зона № 6. Зона высокого риска отсутствия коллектора.

Площадь бурения куста № С в целом характеризуется низкими значениями ФЕС и высокой расчлененностью разреза пласта Ю1-1, поэтому очевидно, что разработка наклонно-направленными скважинами в данном районе будет неэффективной (ввиду получения низких дебитов). В связи с чем было принято решение осуществлять разбуривание по рядной схеме горизонтальных скважин с МГРП (длина ствола – 1000 м, 8 стадий МГРП). Бурение с МГРП позволит вовлечь в разработку большее количество запасов и улучшить техникоэкономические показатели проекта. Азимут горизонтального ствола выбирался вдоль направления сноса материала в интервале пласта Ю1-1 (с юговостока на северо-запад).

Стратегия разбуривания куста № С была сформирована с учетом выбора «значимых» и «зависимых» скважин, позволяющих определиться с геологическим строением объекта разработки внутри каждой зоны.

Анализ фактической подтверждаемости по результатам текущего бурения

Точность сейсмогеологического прогноза не может быть однозначно рассчитана математически, ошибки прогноза выясняются при бурении новых скважин. Так, с момента проведения прогноза были пробурены две скважины куста № С, по которым произведен анализ сходимости.

Рис. 7 Сравнение прогнозных и фактических эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Ю1-1 в скважинах куста № С

Анализ на примере пробуренных скважин куста № С представлен на рис. 7. Подтверждаемость прогнозных и фактических нефтенасыщенных толщин составляет 89%, подтверждаемость параметра пористости – 93%.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По данным сейсмогеологического анализа были выделены границы зон различного осадконакопления отложений пласта Ю1-1, различающихся типом строения разреза и закономерностями распределения ФЕС. В пределах этих границ на основе статистического анализа были установлены тесные зависимости распределения параметров, характеризующих качество коллектора, и свойств пласта со значениями карты сейсмофаций (7 кл.).

В процессе исследования:
• проведен качественный и количественный прогноз распространения коллектора и ФЕС пласта по сейсмогеологическим данным;
• установлен характер распределения коллекторов в разбуренных частях залежи (определены закономерности);
• пересмотрена (детализирована) модель строения нефтяной залежи пласта Ю1-1 васюганской свиты;
• и как основной результат – намечена стратегия разбуривания для одного из перспективных участков объекта.

Данный подход позволяет детализировать геологическую модель, приближая ее к более реальным представлениям о геологических условиях участка, что приводит к минимизации рисков при размещении новых скважин (в частности, размещать кустовые площадки по принципу «от более надежного к менее надежному»), на участках, характеризующихся высокой степенью неоднородности, сформировать несколько сценариев разбуривания и наметить пути по доизучению.

ЛИТЕРАТУРА

1. Дручин В.С., Панов С.Ф., Аржиловская Н.Г., Хлызов П.В., Музыченко А.А. Особенности геологического строения пласта Ю1 1 , влияющие на распределение нефтенасыщенности // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2014. № 10. С. 7–12.
2. Закревский К.Е., Бобров А.В., Воробьев Д.В. и др. Геологическое моделирование горизонта Ю1 Томской области. Томск, 2016.
3. Масюков А.В., Масюков В.В., Шленкин В.И. Проверка значимости корреляционных связей в геолого-геофизическом прогнозировании // Технологии сейсморазведки. 2007. № 1. С. 80–86.
4. Овечкина В.Ю., Каранов В.В., Рафиков Р.Р. Сейсмогеологический мониторинг: цели, задачи решения // Геофизика. 2016. № 4. С. 35–41.
5. Ольнева Т.В., Овечкина В.Ю. Объектно-ориентированная корреляция как новый методический подход в процессе подготовки данных для сейсмофациального анализа // Геофизика. 2016. № 4. С. 10–15.
6. Ольнева Т.В., Овечкина В.Ю., Каранов В.В. Сейсмовидение геологических процессов и явлений: подводные конусы выноса // Геофизика. 2015. № 6. С. 8–13.
7. Хромова И.Ю. Технология построения цифровой сейсмогеологической модели. М., 2007.

REFERENCES

1. Druchin VS, Panov SF, Argilovskaja NG, Hluisov PV, Muzychenko AA. Osobennosti geologicheskogo stroenija plasta J1-1, vlijaushie na raspredelenie neftenasushenosti [Features of the geological structure of the layer J1-1, influencing the distribution of oil saturation]. Geology, Geophysics and development of oil and gas fields. 2014; (10): 7–12 (in Russian).
2. Zakrevskij KE, Bobrov AV, Vorobev DV et al. Geologicheskoe modelirovanie gorizonta J1 Tomskoj oblasti [Geological modeling of the horizon J1 of the Tomsk region]. Tomsk. 2016 (in Russian).
3. Masukov AV, Masukov VV, Shlenkin VI. Proverka znachimosti korrelacionnyh sviazej v geologo-geofizicheskom prognozirovanii [Verification of the importance of correlation links in geological and geophysical forecasting]. Technologii seysmorazvedki. 2017; (1): 80–86 p. (in Russian)
4. Оvechkina VYu, Каranov VV, Rafikov RR. Sejsmogeologicheskij monitoring: tsely, zadachi, reshenija [Seismic-geological monitoring: goals, challenges, solutions]. Geofizika. 2016; (4): 35–41 (in Russian).
5. Оlneva ТV, Оvechkina VYu. Objektno-orientirivannaja korreliacija kak novyj metodicheskij podhod v processe podgotovki dannyh dla sejsmofacialnogo analiza [Object-oriented correlation as a new methodological approach in the preparation of data for seismic facies analysis]. Geofizika. 2015; (6): 10–15 (in Russian).
6. Оlneva ТV, Оvechkina VYu, Каranov VV. Sejsmovidenie geologicheskih processov i javlenij: podvodnye konusu vynosa [Seismic facies analysis range of possibilities for the study of submarine fan]. Geofizika. 2015; (6): 8–13 (in Russian).
7. Hromova IU. Tehnologija postroenija cifrovoj seismogeologicheskoj modeli [Technology of creation of digital geological model]. Moscow. 2007.

Положительная рецензия от 22.08.2018
Решение редколлегии о публикации от 31.08.2018

Возврат к списку