Сейсмогеологический мониторинг бурения. Примеры комплексного подхода к анализу данных для оптимизации разработки

В.Ю. Овечкина, Р.Р. Рафиков

Журнал «Геофизика»

Разработка нефтегазового месторождения является завершающим этапом многолетней работы групп специалистов различных направлений. Это сложный, длительный процесс, включающий в себя ряд неопределенностей различного характера – от глобальных, таких как оценка потенциала месторождения, до локальных, учитывающих особенности геологического строения месторождения: изменения структурных планов, геологические неоднородности целевых интервалов. Ликвидность месторождения обусловлена учетом всех ранее понесенных затрат на этапы изучения и обустройства месторождения. Во многом зависит от успешности разработки. Успешность разработки, в свою очередь, предопределяет целый комплекс мероприятий по «оцифровке месторождения». «Оцифровка месторождения» – это создание серии моделей, призванных учесть вариативность различных параметров: от концептуальной геолого-тектонической модели, объясняющей основные законы седиментации месторождения, до гидродинамической модели, предсказывающей динамику изменения свойств коллектора, его насыщение, а также геомеханической модели, учитывающей механические свойства среды. Практически в каждом из перечисленных этапов, кроме сугубо экономических, большая роль отводится данным сейсморазведки. 3D объемная сейсморазведка востребована в настоящее время в том числе и потому, что условно «простые» месторождения структурного типа выявлены и разработаны. Месторождения с ловушками литологического типа, залегающие на больших глубинах, с коллекторами труднопрогнозируемой геометрии успешно разрабатывать возможно только с учетом результатов интерпретации 3D сейсмической информации. Сейсмические данные используются на всех стадиях геолого-разведочных работ, а также на стадии разработки месторождений, являясь основой для объединения разномасштабных данных других методов.

Детальный анализ сейсмических данных – необходимое условие успешной разработки месторождения

Необходимость проведения объемной 3D-сейсмики при поисках и разведке нефтяных и газовых месторождений в настоящее время мало у кого вызывает сомнения. Применение же постоянно действующего СГ-мониторинга (анализ и переинтерпретация сейсмических материалов с учетом данных по скважинам эксплуатационного бурения для отдельных участков месторождения) пока находится на этапе внедрения.

Составить представление о строении залежей литологического типа, опираясь только на скважинные данные, даже при наличии представительного фонда скважин, весьма проблематично. Проблема кроется в многовариантности корреляции межскважинного пространства, сформированного телами разнообразной морфологии (долины и дельты рек, пляжи, бары, оползни и т.п.). Сейсмические данные в формате 3D обеспечивают существенный прирост информации по изучаемой площади, что позволяет превентивно снять возможные геологические риски, повысить успешность бурения на залежах со сложным геологическим строением.

Проиллюстрируем вышесказанное рядом примеров использования сейсмогеологического мониторинга при сопровождении эксплуатационного бурения.

Пример № 1

По материалам 2D-съемки, выполненной на части площади лицензионного участка, выявлена структурно-литологическая ловушка, успешно подтвержденная последующим бурением. Месторождение разбуривалось двумя этапами: первый в 1993–1998 гг., второй в 2005–2009 гг. Проектный фонд реализован на 90%. Последующее бурение было связано с выходом на краевые участки и сопряжено с высокими геологическими рисками. Для локализации запасов и принятия решения о вовлечении их в разработку требовалась дополнительная геологическая информация.

Для дальнейшего изучения строения месторождения была выполнена сейсмическая съемка в модификации 3D с увеличением площади исследований более чем в два раза. Результаты интерпретации показали, что структурно-литологическая ловушка на север от ранее изученной площади разделилась на частично структурную и литологическую. То есть структура продолжилась в направлении на СВ, а литологическое образование развернулось в направлении на СЗ. Без материалов 3D-сейсмики, позволяющих получать площадные распределения динамических атрибутов в интервале изучаемого пласта и выйти на прогноз геологических границ отдельных тел, вероятность продолжения бурения по структуре (но не в залежь) была достаточно высока (рис. 1).


Рис. 1. Уточнение геометрии залежи с учетом 3D-сейсмики:
а – структурный план кровли разрабатываемого пласта 2Д, 2008–2009 гг.;
б – совмещение контуров съемок 2Д и 3Д;
в – структурный план кровли разрабатываемого пласта 3Д, 2012 г.;
г – атрибуты в интервале разрабатываемого пласта 3Д, 2012 г.;
д – объемное изображение кровли разрабатываемого пласта с наложением карты сейсмофаций 3Д, 2012 г.

Расширенный атрибутный анализ материалов 3D- сейсмики позволил выделить достаточно уверенные зоны аномалий сейсмической записи в интервале изучаемого пласта, соотносимые с распределением коллектора. С привлечением электрофациального анализа и описания керна была построена концептуальная модель месторождения и определены ближайшие перспективы разработки.

Принято решение о заложении разведочной скважины на западном участке, которая подтвердила перспективность района, после интенсификации методом гидроразрыва пласта получен приток нефти дебитом 18 т/сут, в этом же районе были пробурены три наклонно-направленные скважины с дебитами от 5 до 26 т/сут и одна горизонтальная скважина с многостадийным ГРП, дебит которой составил 80 т/сут нефти.

Эксплуатационное бурение является не только этапом добычи разведанных запасов, но и этапом, обеспечивающим прирост дополнительной информации. Интегрированные в ранее созданную латеральную (площадную) модель, новые точечные данные приводят к оптимизации параметров месторождения и минимизации различных рисков разработки.

В рассмотренном примере показано, как на зрелом месторождении с высокой выработкой запасов благодаря сейсмогеологическому анализу и реализации программы геолого-разведочных работ возобновилось бурение после восьмилетнего перерыва.

Пример № 2

В качестве примера рационального применения технологической схемы сейсмогеологического сопровождения бурения скважин рассмотрим отдельный куст, успешно разбуренный в настоящее время. Для изучения выявленного средствами сейсмофациального анализа литологического образования типа конуса выноса в его центральную часть была пробурена разведочная скважина. Скважина подтвердила наличие коллектора, свойства, характерные для конусов выноса, насыщение, значимые общие и эффективные толщины (17,5 м). По описанию керна коллектор представлен отчетливо выделяющимися интервалами массивного однородного песчаника без видимых текстурных особенностей и алевролитами бурого цвета, с глинистым цементом. Среднее значение открытой пористости по керну в скважине составляет 15,7%, наиболее типичными для разреза являются породы с открытой пористостью 18–20%, среднее значение абсолютного Кпр – 1,3 мД (по воздуху). Исходя из концепции строения конуса выноса, высока вероятность снижения проницаемости в дистальных зонах до 50%.

Комплексный анализ внутреннего строения сейсмической аномалии, аналога выявленного конуса во временной области, и данных разведочной скважины позволил оптимизировать планирование ковра бурения данной залежи. На основе карты эффективных толщин, построенной по данным сейсмических атрибутов, принято решение начать бурение к востоку от разведочной скважины, в зону увеличенных толщин (рис. 2).


Рис. 2. Примерная технологическая схема сейсмогеологического сопровождения бурения скважин куста:
а – общегеологические представления о поведении пласта;
б – сейсмогеологический прогноз возможности встречи литологического тела. Выбор точки разведочной скважины;
в – теоретическое описание строения конуса;
г – детальное зонирование выделенного объекта с учетом скважинных данных;
д – оценка перспектив бурения скважин;
е – разделение скважин куста на группы по приоритетам (фрагмент карты начальных толщин пласта АС, перестроенный с учетом сейсмических данных):
– скважины с характеристиками разреза, аналогичными разведочной;
– ухудшение свойств пласта АС;
– высокий риск низких толщин либо отсутствия коллектора;
ж – реализуемая система разработки;
з – фрагмент карты Нэфф. (01.06.2017)

В период с 2011 по 2017 г. пробурено 118 эксплуатационных скважин, вскрыт пласт-коллектор с эффективными толщинами от 9 до 38 м, коэффициент пористости составил от 16 до 26%, проницаемость, определенная методами ГИС, – от 1 до 15 мД. Дебит нефти при запуске скважин в работу составлял от 18 до 78 т/сут для наклонно-направленных скважин с ГРП, для горизонтальных скважин – от 54 до 133 т/сут. Текущая суточная добыча нефти по участку достигла 1500 т/сут, в настоящее время бурение продолжается тремя буровыми станками, преимущественно горизонтальные скважины длиной 1000 м, с проведением 8-стадийного ГРП (рис. 2).

Западная (дистальная) часть конуса характеризуется ухудшенными свойствами коллектора, эффективные толщины в этой зоне составляют 8–12 м, с сохранением тренда затухания к линии выклинивания коллектора. Наблюдается снижение проницаемости пласта: результаты гидродинамических исследований показывают, что проницаемость в дистальной части конуса выноса составляет 0,2–0,3 мД. Опыт разработки подобных запасов показывает, что традиционные методы разработки с применением заводнения становятся неэффективными, поэтому на западном участке реализуются опытно-промышленные работы. Изменена система разработки: скважины пробурены перпендикулярно региональному стрессу, т.е. горизонтальные стволы ориентированы перпендикулярно направлению трещин ГРП. За счет разворота достигается больший охват пласта и увеличивается начальный дебит нефти на 20–25%. Скважины планируются с длительной отработкой на нефть, после чего одна из скважин будет переведена под закачку воды для организации системы ППД. Составлена программа исследований, которая позволит повысить эффективность разработки низкопроницаемых коллекторов и определить оптимальный дизайн заканчивания для горизонтальных скважин (количество портов ГРП, оптимальное расстояние между трещинами ГРП и скважинами). Тиражирование технологии позволит вовлечь в разработку до 28 млн трудноизвлекаемых запасов.

Следующим значимым (незаменимым) этапом СГ-мониторинга является уточнение ранее принятых в работу площадных контуров – ограничений литологических залежей.

Пример № 3

В качестве примера рассмотрим шельфовую часть пласта группы АС. На основе материалов ранее выполненных работ по изучению пласта получены карты начальных нефтенасыщенных толщин. Шельфовые отложения пласта, накопившиеся в притранзитной зоне бровки, имеют сложное строение. Волновая картина в интервале пласта представлена интерференцией фаз с увеличенными значениями амплитуд (рис. 3).


Рис. 3. Сейсмогеологическая картина шельфовой части пласта АС:
а – фрагмент карты сейсмического атрибута в интервале пласта АС;
б – фрагмент разреза блока фаций в интервале пласта АС

Карта сейсмических атрибутов для данного пласта по результатам 3D-съемки позволила выделить и оконтурить аномальные зоны. Построены карты начальных нефтенасыщенных толщин. На перспективных участках запланированы кусты разработки. При продвижении бурения на юго-восток возникла необходимость уточнения линии выклинивания. Задача поставлена в связи с вскрытием достаточно стабильных эффективных толщин, что полагало возможным пересмотр контура залежи в сторону увеличения (расширения) площади в восточном направлении. Локальная переинтерпретация интервала пласта-коллектора с учетом данных массива эксплуатационных скважин на дату анализа позволила уточнить временной интервал целевой зоны. Для данного пласта, являющегося одним из серии пластов, сформированных путем бокового наращивания, т.е. клиноформного строения, проблема идентификации проницаемых пропластков в стратиграфической толще является достаточно острой. На шельфовой части пласта коллектор тяготеет к кровельной части, в зоне транзита осадков проницаемые пропластки мигрируют, накапливаясь в зоне фондоформы в приподошвенной области [9]. Подходы для объектно-ориентированной интерпретации, описанные ранее, позволили получить значительно более детальные карты сейсмических атрибутов [3]. «Новая» (уточненная) амплитудная аномалия вместо ожидаемого продвижения (расширения) на восток «ужалась», вытянувшись в субмеридиональном направлении. Изменение значений вскрытых эффективных нефтенасыщенных толщин при дальнейшем бурении на восток соответствовало тренду изменения интенсивности аномалии. Так как амплитудная аномалия резко заканчивалась, было принято решение не продолжать бурение, несмотря на то, что скважины крайнего ряда вскрыли суммарные эффективные толщины коллектора до 4 м. Градиент изменения эффективных нефтенасыщенных толщин в точках скважин по направлению к контуру залежи от 12 до 3,5 м на расстоянии 500 м позволил «поверить» карте сейсмического атрибута, что привело к корректировке площади куста и количества скважин в нем. Все скважины проектного куста, в количестве 68 штук, пробурены успешно. Ни одна скважина не отменена бурением. Кроме того, аномалия на уточненной карте сейсмического атрибута, «ужавшись» с востока, несколько удлинилась, протянувшись на юг. В измененном контуре залежи добавилась площадь для полноценного куста.

Так как скважины на южной границе разбуренного куста вскрыли толщины от 9 до 19 м, причин не верить уточненной карте атрибута не было. Через некоторое время, начиная с восточной границы, новый куст был успешно разбурен 36 скважинами, включая уплотняющие. Водонефтяного контакта в данном пласте не вскрыто, таким образом, все вскрытые эффективные толщины являются нефтенасыщенными. Накопленная добыча нефти на два куста составила 4,6 млн тонн за семь лет, текущий средний дебит нефти по району составляет 27 т/сут на скважину, а с учетом прогноза до конца разработки участка, добыча составит более 9 млн тонн нефти (рис. 4).


Рис. 4. Уточнение линий выклинивания (глинизации) в процессе СГ-мониторинга:

а – интерпретация на 2010 г.:

– фрагмент карты сейсмического атрибута,
– фрагмент карты Нэфф.нн. пласта АС,
– фрагмент карты Нэфф.нн. в районе куста;

б – интерпретация на 2017 г.:

– фрагмент карты сейсмического атрибута,
– фрагмент карты Нэфф.нн. пласта АС,
– фрагмент карты Нэфф.нн. в районе куста

Примеров успешного комплексирования данных о среде, полученных при проведении эксплуатационного бурения с имевшимися или новыми данными сейсмических исследований, наработано достаточно много. Каждый из случаев взаимодополнения информации, приводящий к расширению наших представлений об изучаемой толще в целом и о каждом объекте в отдельности, позволяет лучше понять природу изучаемых явлений и на основании новых знаний минимизировать экономические риски разработки месторождения.

Ряд примеров успешного мультидисциплинарного взаимодействия при изучении объектов на базе детальных данных сейсмической интерпретации порождает завышенные ожидания и уверенность в «могуществе» сейсмоданных.

Сразу стоит отметить, что ловушки литологического типа с плохо прогнозируемой геометрией тел можно изучать только в 3D-варианте данных. Но и при наличии материалов 3D-съемки на площади 100%-ных прогнозов от сейсмических данных ждать не следует. Никакая тщательность интерпретационных подходов не может преодолеть геологические (природные) факторы (то, что принято называть разрешенностью сейсморазведки и физическими ограничениями метода), не позволяющие получить контрастные атрибуты в интервале пласта-коллектора. К таким факторам прежде всего относится малая мощность (общие толщины) перспективного интервала, когда толщины однородных по акустической жесткости слоев (максимум первые метры) несоизмеримы с длиной сейсмических волн и максимальной вертикальной разрешающей способностью сейсморазведки, большая расчлененность коллектора в разрезе пласта, неконтрастность коллектора и вмещающих пород [8].

Пример № 4

Иллюстрацией сейсмогеологических условий, при которых возникают ограничения возможностей сейсморазведки, может служить пласт Ю1-1 на одном из месторождений юга Западной Сибири. При общей мощности пласта 17–25 м, эффективной 3–15 м, с учетом большой расчлененности коллектора, сложных тектонических условий и залегания изучаемого пласта под баженовскими глинами мощностью порядка 30–32 м проблематично получить карту контрастного латерального атрибута – аналога поведения (распределения) коллектора верхнеюрских отложений (рис. 5).


Рис. 5. Сейсмогеологический анализ пласта Ю1-1:
а – горизонтальный срез блока фаций по ОГ Ю1-1;
б – разрез блока фаций в интервале пласта Ю1-1;
в – фрагмент карты Нэфф.нн. Ю1-1;
г – фрагмент разреза амплитудного куба в интервале пласта Ю1-1

Несмотря на сложность геологического строения, обусловленную низкими эффективными толщинами, месторождение успешно разбурено за пять лет. На момент начала эксплуатационного бурения на участке было построено 10 разведочных и поисковых скважин, средневзвешенный дебит нефти по результатам испытаний нефтяной залежи пласта Ю1-1 составлял 38 м3 /сут. Месторождение интенсивно вводилось в разработку. С 6 кустовых площадок пробурены 74 скважины, 28 из которых горизонтальные. Стратегия освоения месторождения заключалась в последовательном бурении от известного к неизвестному. Для горизонтальных скважин применялись пилотные стволы, результаты ГИС по скважинам, уточнение структурного плана пласта увязывалось с данными сейсмических исследований. После бурения каждой скважины обновлялась двухмерная структурная модель пласта, ежеквартально перестраивалась трехмерная геолого-гидродинамическая модель, ежемесячно модель адаптировалась на фактическую работу скважин.

Работа мультидисциплинарной группы специалистов (сейсмик, геолог, гидродинамик, разработчик) привела к отличному результату. За четыре года добыча нефти на небольшом по запасам месторождении выросла до 915 тыс. тонн в год, обеспечив устойчивое развитие всего предприятия. Реализация проекта стала образцом быстрого и эффективного ввода месторождения в промышленную эксплуатацию.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СГ-мониторинг эксплуатационного бурения – это сегодняшние реалии нефтяной отрасли. Залог эффективной разработки месторождения – постоянно действующая обновляемая модель, учитывающая все данные на момент планирования бурения, а также слаженная работа специалистов в команде!

ЛИТЕРАТУРА

1. Карогодин Ю.Н., Ершов С.В., Сафронов В.С. Приобская нефтеносная зона. ОИГГМ СО РАН. 1996. 250 с.

2. Овечкина В.В., Каранов В.В., Рафиков Р.Р. Сейсмогеологический мониторинг: цели, задачи решения // Геофизика 2016. № 4. С. 35–41.

3. Ольнева Т.В., Овечкина В.В. Объектно-ориентированная корреляция как новый методический подход в процессе подготовки данных для сейсмофациального анализа // Гео- физика 2016. № 4. С. 10–15.

4. Ольнева Т.В., Овечкина В.В., Каранов В.В. Сейсмовидение геологических процессов и явлений: подводные конусы выноса // Геофизика. 2015. № 6. С. 8–13.

5. Пьянков А.А. Разрешенность сейсмических данных. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна. Т. II: материалы конф. Тюмень: ТГНГУ, 2012. С. 84–87.

6. Рединг Х. Обстановки осадконакопления и фации. Т. I, II. М.: Мир, 1990.

7. Твердохлебов Д.Н., Королев Е.К. (Paradigm Geophysical). Практика использования 1-й зоны Френеля в сейсморазведке. «Геомодель-2009».

8. Нежданов А.А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири для целей прогноза и картирования неантиклинальных ловушек и залежей УВ: Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. Тюмень, 2004.

9. Хромова Е.В., Калмыков Г.А. МГУ им. М.В. Ломоносова (ныне ООО «Шлюмберже Лоджелко инк.», МГУ им М.В. Ломоносова). Простые приемы для изучения сложных отложений на примере пластов АС11-12 Западной Сибири.

Возврат к списку