Влияние фациальной неоднородности пласта Ю1 на прогноз петрофизических параметров на примере участка Нижневартовского свода

О.Е. Курманов, В.Г. Мирошкин, А.С. Хайдаров, А.А. Штырляева, Л.А. Гурьевских, И.И. Зайруллин, ООО «Газпромнефть НТЦ»
Zayrullin.II@gazpromneft-ntc.ru

Журнал «Нефтяное хозяйство»

Изучение юрских продуктивных комплексов с целью поиска новых и оценки существующих залежей имеет важное значение для наращивания ресурсного потенциала Западной Сибири. В пределах изучаемого участка, который расположен в центральной части Нижневартовского свода, пласт Ю1 имеет литологически неоднородное строение, что связано с его фациальной природой.

По данным ранее проведенных исследований в ходе накопления пласта Ю1 (оксфордское время) для крупных поднятий центральной части Западно-Сибирской геосинеклизы было характерно многообразие прибрежных седиментационных обстановок (дельты, бары, прибрежные болота и др.) [1]. Такое разнообразие условий формирования позволяет предполагать не только литологическую неоднородность, но и петрофизическую неоднородность пласта. Отмеченное вызывает необходимость разработки методик расчета петрофизических параметров пласта-коллектора, которые будут соответствовать его фациальной природе.

В ходе работы проведено параллельное построение петрофизической и фациальной моделей пласта Ю1 с последующим сравнением выявленных неоднородностей. При создании петрофизической модели после анализа данных о фильтрационно-емкостных свойствах (ФЕС) пласта, полученных на стандартных образцах керна, были отобраны наиболее точные замеры пористости Кп (метод Преображенского) и проницаемости kпр (метод с учетом поправки Кликенберга). По результатам анализа лабораторных данных выявлено отсутствие единой зависимости между указанными параметрами (рис. 1). В связи с этим было принято решение выделить разные тренды в поле Кп/kпр, объединяющие отдельные облака точек.

Фациальный анализ включал последовательное изучение данных исследования керна, выделение электрофаций, их сопоставление с результатами 3D сейсморазведки (в виде карт спектральной декомпозиции), проведение обобщенной хроностратиграфической корреляции разрезов скважин и построение фациальных схем, отражающих условия формирования пласта.

В литолого-фациальном отношении изучаемая территория расположена в пределах Пурпейско-Васюганского фациального района, пласт Ю1 состоит из трех прослоев [2].

11.PNG

Наибольший промышленный интерес представляет пласт Ю1. По данным изучения керна скважины, расположенной в восточной части территории, этот пласт в верхней части сложен тонким переслаиванием алевролитов и песчаников приливно-отливных отмелей с серийной, срезанной пологонаклонной слойчатостью, в кровле наблюдаются тонкие линзы угля. В нижней части пласт слагают песчаники фронта дельты с тонкой волнистой и пологонаклонной слойчатостью, намечаемой намывами углистоглинистого вещества с редкими уплощенными гальками алевропелитов, песчаники дельтового склона, первичная слойчатость которых сильно нарушена текстурами оползания, и линзовидно-полосчатые чередования продельты, представленные аргиллитами, алверолитами и песчаниками, границы слойков нарушены субвертикальными ходами илоедов.

Таким образом, исходя из имеющегося кернового материала, можно предположить, что в восточной части изучаемого участка пласт Ю1 сформирован в ходе одного трансгрессивно-регрессивного цикла колебания уровня моря и сложен песчаниками устьевого бара, в пределах которого деформированные отложения барового склона переходят в массивные песчаники фронта дельты, и песчаниками приливноотливной отмели. Песчаные линзы устьевого бара и приливно-отливной отмели разделены перемычкой продельтовых илов, сформированной на максимуме трансгрессии.

Электрофациальный анализ выполнен на основе данных изучения керна и результатов ранее проведенных исследований [3, 4]. В границах пласта Ювыделены пять форм кривых потенциала самопроизвольной поляризации (ПС), соответствующих основным фациальным обстановкам, в которых формировались изучаемые отложения (рис. 2). Из рис. 2 видно, что в пределах устьевых и вдольбереговых баров и валов опесчаненная часть разреза расположена в нижней части пласта, для дельтовых каналов характерно заполнение песчаником всего интервала с маломощным глинистым прослоем в подошве. Следовательно, процессы, которые привели к образованию этих каналов, происходили на регрессивном, завершающем этапе формирования пласта и могли вызвать не только аккумуляцию нового осадка, но и размыв образованных ранее баровых тел. Таким образом, выделенные электрофации можно условно разделить на две группы: 1) реликтовые, образованные в ходе трансгрессии, включающие устьевые, вдольбереговые бары и барьерные острова, тонкие осадки продельты; 2) вторичные, сформированные в ходе регрессии, объединяющие дельтовые каналы, приливно-отливные отмели, лагуны и прибрежные озера.

22.PNG

Для проверки теоретических построений выделенные электрофации сопоставлены с данными анализа сейсмических данных (рис. 3). На рис. 3 прослеживается связь между шнурковыми телами, выделяемыми на карте спектральной декомпозиции, и электрофациями дельтовых каналов. Темная область на карте согласуется со скважинами, в разрезах которых выделены фации устьевых баров, светлая – с илистыми отложениями лагуны и продельты. В северо-западной части установлены песчаные отложения вдольберегового бара, границы которых не определены. Полученные результаты свидетельствуют об удовлетворительной качественной сходимости скважинных и сейсмических данных и позволяют построить фациальную схему, отражающую условия накопления пласта Ю1. Для областей, не охарактеризованных данными 3D сейсморазведки, фации оконтурены условно по скважинным данным (рис. 4).

33.PNG

44.PNG

Таким образом, в пределах изучаемой территории формирование пласта Ю1 происходило в два этапа. На этапе трансгрессии в восточной и центральной частях находился устьевой бар, песчаные отложения которого вверх по разрезу сменяются аргиллитами и алевролитами продельты, сформированными на максимуме трансгрессии. На северо-западе располагался пояс вдольбереговых валов и баров, образованный, вероятно, в результате волновой переработки песчаного материала устьевого бара. Вдольбереговой бар изолировал мелководную лагуну, расположенную в центральной и юго-западной частях участка, однако с повышением уровня моря бар перестал быть барьером и лагунные отложения сменились алверопелитами открытого шельфа.

На этапе регрессии в ходе понижения уровня моря территория представляла собой надводную дельтовую равнину с мелководными внутриконтинентальными озерами и заливами. На максимуме регрессии осадконакопление было связано в основном с деятельностью дельтовых потоков, которые, вероятно, могли являться дельтовыми каналами.

Основные сложности изучения картирования фациальных обстановок пласта Ю1 связаны с тем, что вследствие колебания уровня моря они включают дельтовые и морские фации. Таким образом, песчаники дельтовых каналов могут залегать непосредственно на песчаниках пляжево-барового комплекса, являясь трудноразличимыми в ходе качественного и количественного анализов сейсмических атрибутов. Сочетание фаций устьевых баров и каналов в вертикальном разрезе хорошо прослеживается по электрофациям разреза по линии АБ (см. рис. 4, 5).

В нижней части разреза (см. рис. 5) формы кривых ПС соответствуют фации устьевого бара (см. рис. 3, фация 1). В центральной части доля устьевых баров в разрезе уменьшается с появлением врезанного тела канала (см. рис. 3, фация 5). В верхней части разреза выделена выдержанная песчаная линза, прослеживаемая практически во всех скважинах участка. Вероятно, ее формирование связано с началом трансгрессии и является результатом образования приливно-отливной отмели или пляжа.

При сопоставлении фаций, выделенных на основании петрофизических зависимостей и фациальной модели следует, что петрофизическая неоднородность соответствует фациальному строению. Из рис. 6 видно, что скважины, относящиеся к фации 2 с улучшенными ФЕС, попадают в область развития каналов, скважины, соответствующие фации 1 с пониженными ФЕС, находятся в области устьевых и вдольбереговых баров. Таким образом, вторичные песчаные тела, сформированные на этапе регрессии, являются более высокопроницаемыми, чем реликтовые тела баров, образованные на трансгрессивном этапе. С точки зрения условий седиментации это может объясняться более динамичной природой потока, которая приводит к накоплению более крупнозернистого и хорошо сортированного осадка, а также щелочной средой морской воды, что может способствовать высокой степени аутигенной карбонатизации [5].

55.PNG

66.PNG

Для оптимизации расчета ФЕС по зависимостям применен фациальный каротаж. Этот каротаж является результатом визуальной оценки формы кривой ПС и отражает обстановку формирования песчаного тела, вскрытого скважиной. Проведенный анализ позволил выбрать один из двух методов расчета ФЕС исходя из фациальной принадлежности пласта-коллектора. Это в некоторой степени автоматизирует процесс выбора метода расчета, поскольку интерпретатор получает информацию по каждой скважине непосредственно от геолога, что для интерпретатора исключает необходимость расчета и выдачи двух вариантов результатов интерпретации геофизических исследований скважин, а для геолога – необходимость дополнительного анализа при выборе варианта.

Такой учет неоднородностей пласта по латерали и вертикали позволяет не только с большей точностью оконтурить залежь и подсчитать запасы, но и построить более адаптированную гидродинамическую модель пласта, которая способствует оптимальному выбору системы разработки для вовлечения всех запасов и достижения максимальных показателей экономической эффективности.

Список литературы

1. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде / А.Э. Конторович, В.А. Конторович, С.В. Рыжкова [и др.] // Геология и геофизика. – 2013. – № 8. – С. 972–1012.

2. Решения 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск, 2003. – Новосибирск: ИГНГ СО РАН, 2004. – 111 с.

3. Белозеров В.Б. Роль седиментационных моделей в электрофациальном анализе терригенных отложений // Известия Томского политехнического университета. – 2011. – Т. 319. – № 1. – С. 116–123.

4. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 260 с. 5. Япаскурт О.В. Литология. – М.: Инфра-М, 2016. – 359 с.

Возврат к списку