Новые перспективы разработки нефтегазового месторождения Кикинда (Сербия)

Е.А. Жуковская ООО «Газпромнефть НТЦ», к.г.-м.н., Е.С. Милей, Е.Ф. Цуканова, К.А. Ежов, Ана Гогич ООО «НТЦ НИС-Нафтагас» 

Журнал «Нефтяное хозяйство»

Нефтегазовое месторождение Кикинда (Сербия) было открыто в 1959 г., введено в эксплуатацию в1963 г. В разрезе от палеозойского фундамента до самых молодых плиоценовых отложений открыта 61 залежь. В настоящее время на месторождении разрабатываются шесть крупных объектов в отложениях понта иодин сложнопостроенный объект в фундаменте. 

Поскольку месторождение Кикинда находится на последней стадии разработки, при анализе геолого-технических мероприятий (ГТМ) было принято решение о переводе одной скважины на нижний объект Х1, где по данным геофизических исследований скважин (ГИС) в1987г. фиксировались проявления углеводородов. Нижний объект представляет собой комплекс пластов Х нижнего понта, сформированных в пост-рифтовый период и залегающих на глубине 1600–1700 м. В условиях дорогостоящего бурения проводится тщательная проверка информации по пробуренным скважинам для определения возможности их эксплуатации с использованием новых технологий. Так, при переинтепретации данных ГИС по ряду скважин, вскрывших комплекс Х, установлено наличие пропущенных интервалов нефтенасышенных коллекторов. Для подтверждения перспективности объекта было принято решение пробурить на этот объект скважину с отбором керна и выполнить специальный комплекс ГИС в двух скважинах. 

Целью работы является совершенствование подходов кизучению тонкослоистого резервуара на примере нижнепонтских отложений Паннонского бассейна и оперативное их внедрение на месторождении компании. В статье предложен авторский алгоритм оперативного выявления пропущенных залежей на примере конкретного месторождения, имеющего ряд особенностей. 

Геологическое строение залежи 

Отложения нижнего комплекса, состоящего из четырех пластов, вскрыты 79 скважинами, на рассматриваемой залежи пробурены 53 скважины. По кривым ГИС отчетливо выделяются четыре цикла осадконакопления, связанных сизменением уровня моря. Границы затопления или понижения уровня моря приняты за границы пластов. Для самого нижнего объекта Х1 (рис. 1) определен регрессивный цикл осадконакопления, по данным электрокаротажа отмечается закономерное уменьшение зернистости вверх по разрезу. Далее неоднократно происходило поднятие уровня моря, о чем свидетельствуют циклическое строение и увеличение зернистости вверх по разрезу. Пласты Х1, Х2 по результатам анализа керна представлены в основном заглинизированными разностями с периодическим появлением линз крупнозернистого песчаника толщиной до 10 см. Завершает комплекс отложений пласт Х3, характеризующийся наибольшей общей толщиной. На основании анализа результатов ГИС было выдвинуто предположение оформировании отложений последнего цикла Х3 в относительно глубоководных условиях, что обусловлено деятельностью турбидитовых систем. Для проверки гипотезы выполнен седиментологический анализ керна.


Рис. 1. Корреляция отложений комплекса с выделением характерных форм кривых ГИС

Результаты анализа керна 

В результате седиментологических исследований керна определена обстановка осадконакопления – «озерные» турбидиты со всеми текстурными признаками, свойственными классическим турбидитам. Описание «озерных» турбидитов Паннонского бассейна приведено в работах [1, 2]. Отложения сформированы в изолированном (периодически изолированном) относительно глубоком эпиконтинентальном бассейне с доминирующим влиянием тектоники. Механизм образования отложений аналогичен механизму образования отложений для классических турбидитов, однако по размеру территории этот бассейн не сопоставим с глубоководными бассейнами, где существуют современные турбидитовые системы и их погребенные древние аналоги. На рис. 2, а представлен пример выделенных циклов осадконакопления по показаниям каротажа, из верхней части пласта Х3 был отобран керн с целью выявления особых текстурно-структурных характеристик. Верхняя часть разреза представлена чередованием глинистых и песчаных интервалов, причем к кровле пласта толщина песчаных тел кратно уменьшается. Это свидетельствует о возможной реградации конусов выноса вследствие повышения уровня моря. Генезис осадков подтверждают текстуры удаления воды, просадки под давлением, специфические биотурбации, наличие прослоев с глинистыми интракластами в песчаниках. 


Рис 2. Границы трех крупных циклов осадконакопления по данным каротажа скв. Ki-71"(а) и фотографии характерных текстур (керн из интервала глубин 1606–1618 м) (б)

Признаки мелкомасштабных деформаций обнаружены в керне каждого пласта рассматриваемого комплекса (рис. 2, б). Это подтверждает тектонические причины таких деформаций. Как результат тектонических толчков того времени на керне зарегистрированы текстуры деформации слабоуплотнен ного  осадка типа «сброс» при растяжении. 

Особенностью данных отложений стало наличие в разрезе на глубине 1600 м слабосцементированных песчаников, которые не встречаются в традиционных тонкослоистых коллекторах. Это можно объяснить быстрым погружением бассейна, так как следы деформаций сброса при растяжении четко фиксируются в керне. Все установленные особенности позволили с большей долей уверенности предположить, что они сформировались в турбидитовых системах крупного моря-озера. Благодаря такому механизму сформировались песчаные линзы схорошими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), что повышает интерес к нефтепромысловому объекту. Для коллектора, состоящего из переслаивания рыхлого тонкослоистого песчаника и прослоев глин, требуется лишь подбор специальных методов исследования. 

После выделения циклов осадконакопления, разделения объектов на четыре основные линзы и определения характеристики отложений по керну требовалось найти подходы к оценке коллекторских свойств. При применении стандарных методов ГИС, без анализа керна, верхний объект Х3 не представлял интереса для доразведки. 

Алгоритм петрофизической интерпретации 

В комплекс ГИС, кроме стандартных, вошли следующие специальные методы: ядерно-магнитный каротаж (ЯМК) (аппаратура CMR), триаксиальный индукционный каротаж (РТ-сканер) и скважинный микросканер (аппаратура MRI). 

С целью обнаружения потенциальных коллекторов напервом этапе после отбора керна на основе фотографий в ультрафиолетовом свете по свечению нефтенасыщенных песчаных прослоев рассчитана песчанистость (NTG) и настроены ее прогноз по данным ГИС и прогноз коэффициента проницаемости kпрпо данным NTG (рис. 3). 


Рис. 3. Алгоритм оценки NTG и kпр (ГК – гамма-каротаж; ГГК-п – плотностной гамма-гамма-каротаж)

При отсутствии керна NTG можно настроить по скважинному микросканеру. Далее на основе модели Томаса – Штибера [3] показано наличие преимущественно слоистой глинистости иоценена ее доля. 

Проведение измерений RT-сканером позволило в тонкослоистом разрезе смоделировать удельное электрическое сопротивление (УЭС) песчаных и глинистых прослоев на основании комплексного анализа вертикального и горизонтального УЭС пород (рис. 4)[4] с использованием «диаграммы-бабочки» J.D. Klein. 


Рис. 4. Выбор вертикального и горизонтального УЭС на основе динамической палетки Kleine Plot

На заключительном этапе проводилось моделирование с целью количественной оценки коэффициента пористости и водонасыщенности песчаного компонента. Для оценки водонасыщенности также построены альтернативные капиллярные модели насыщенности отдельно для коллекторов с высокой и низкой NTG, которые показали высокую сходимость с модельной водонасыщенностью по восстановленномуУЭС. 

Важно отметить, что после определения общего коэффициента пористости на керне и сопоставления его с результатами ГИС (ЯМК) абсолютная погрешность составила 4 % даже в чистых интервалах песчаника толщиной до 1 м. Коэффициент пористости по керну значительно превышал коэффициент общей пористости по данным ЯМК. По итогам проведения экспериментов на керне слабосцементированного тонкослоистого коллектора обоснована и введена поправка, учитывающая пластовые условия. 

Таким образом, внимательное изучение старой скважинной информации и интеграция ее в геологическую модель на базе результатов современных исследований способствовали интенсификации разработки комплекса пластов Х и обусловили повышение добычи нефти на месторождении, находившемся на последней стадии разработки.

Выводы 

1. Исследуемый тонкослоистый коллектор сложно выделить по показаниям методов ГИС, используя стандартную методику интерпретации, вследствие этого нефтенасыщенные интервалы могут быть пропущены. Свойства такого коллектора необходимо оценивать, применяя особую методику интерпретации и специальные методы ГИС. 

2. Переинтерпретация основной части фонда скважин и переоценка запасов на основании геологической модели с учетом результатов седиментологического анализа позволили выделить перспективные зоны и сформировать программу их разбуривания и ГТМ, которые успешно реализуются на месторождении в настоящее время. 

3. На базе программного обеспечения «Техлог» формализован авторский интерпретационный алгоритм, который позволяет в оперативном режиме давать заключения по новым скважинам. 

Список литературы

1. Gogic A., Milei E., Zhukovskaia E. Facial model as a key for successful exploitation: case study, Pannoninan basin, Late Miocene // In: A sedimentary journey through 3billion years in the new world. – 2018. – V.2. – P. 870. 
2. Zhukovskaia E., Olneva T. Тurbidites of epicontinental basins // XVII Serbian Geological Congress. Book of Abstracts. – 2018. – P.226–232. 
3. ThomasE.C., StieberS.J.The distribution of shale in sandstone and its effects upon porosity// SPWLA.– 1975. –Р. 6–7. 
4. Klein J.D., MartinP.R., AllenD.F.The petrophysicsof electrically anisotropic reservoirs// The Log Analyst. – 1997. – May-June.–Р. 25–36.

References 

1. Gogic A., Milei E., Zhukovskaia E., Facial model as a key for successful exploitation: case study, Pannoninan basin, Late Miocene, Proceedings of 20th International Sedimentological Congress “A sedimentary journey through 3billion years in the new world”, 2018, V. 2, p. 870.
2. Zhukovskaia E., Olneva T., Turbidites of epicontinental basins, Proceedings of XVII Serbian Geological Congress, 2018, pp. 226–232.
3. Thomas E.C., Stieber S.J., The distribution of shale in sandstone and its effects upon porosity, In Trans. 16th Annual Logging Symposium of the SPWLA, 1975, рр. 6–7.
4. Klein J.D., Martin P.R., Allen D.F., The petrophysics of electrically anisotropic reservoirs, The Log Analyst, 1997, May-June, рр. 25–36. 

Возврат к списку