Фациальная модель строения пласта В13 непской свиты венда и ее использование при формировании программы геолого-разведочных работ

В.С. Воробьев, Р.Р. Хуснитдинов, К.В. Зверев, ООО «Газпромнефть НТЦ», Н.А. Иванова, АО «СНИИГГиМС», Д.В. Хипели, «Шлюмберже Лоджелко Инк.», Л.Н. Шакирзянов, ООО «Газпромнефть-ГЕО»

Vorobev.VS@gazprom-neft.ru, Khusnitdinov.RR@gazpromneft-ntc.ru, Zverev.KV@gazpromneft-ntc.ru, nataivanova76@rambler.ru, DKhipeli@slb.com, Shakirzyanov.LN@gazprom-neft.ru 

Журнал «Нефтяное хозяйство»

Геологическое строение месторождений нефти и газа в отложениях венда Сибирской платформы одно из наиболее сложных в мире. Высокая фациальная изменчивость пород, а также связанная с ней анизотропия фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) затрудняют выделение перспективных зон под поисково-разведочное и эксплуатационное бурение [1]. В отличие от открытых в советские годы крупных месторождений, на которых уже до этапа получения лицензий современными недропользователями было пробурено от 50 до 100 скважин, большая часть новых лицензионных участков (ЛУ) практически не изучена бурением, а доведение плотности сетки скважин на них до плотности на крупных месторождениях делает проекты экономически нерентабельными. ООО «Газпромнефть-ГЕО» владеет тремя лицензиями на поиск, разведку и добычу углеводородов на Игнялинском, Вакунайском и Тымпучиканском ЛУ, расположенных в Иркутской области и Республике Саха (Якутия). Несмотря на то, что здесь открыты пять месторождений нефти и газа (Верхнечонское, Игнялинское, Вакунайское, Тымпучиканское, СевероВакунайское), территория площадью 6855 км2 лишь наполовину охвачена сейсморазведкой 3D, а плотность поисково-разведочного бурения (98 км2/скв) и изученность недостаточны для оптимального вовлечения данных месторождений в разработку. Для снятия ключевых геологических неопределенностей и тестирования технологий разработки месторождений необходимо их доизучение бурением. 

В таких условиях крайне важно на основе качественной исходной геолого-геофизической информации создать детальную сейсмофациальную модель для реализации минимального и достаточного объема бурения. Представленные в работе результаты удалось получить за счет глубокого анализа кернового материала как по району работ, так и по региону, обработки и интерпретации данных сейсморазведки 3D, анализа отложений-аналогов. Публикуемая информация в основном является уникальной и новой, позволяет существенно уточнить строение целевых пластов в локальном и даже региональном планах, а созданная модель дает возможность корректно оценить неопределенности объектов, сформировать мероприятия по их устранению и экономически эффективно реализовывать дальнейшую программу геолого-разведочных работ (ГРР) и эксплуатационного бурения. До создания детальной сейсмофациальной модели подтверждаемость прогнозов составляла 10–15 %, после создания – 85 %.

Методика и объемы исследований 

Для детального описания и расчленения осадочного разреза, а также интерпретации условий и процессов осадконакопления использовалась стандартная литотипизация пород на основе выявления первичных литологических признаков (состава, структуры и текстурных особенностей). Каждый литотип образуется в определенных условиях седиментации, таких как динамический тип потока (волновой, однонаправленный, комбинированный), физико-химические параметры среды, режим седиментации, тип среды седиментации, особенности палеорельефа и др. Вследствие отсутствия в докембрийских осадочных толщах дополнительных признаков для определения условий седиментации (биотурбационные текстуры, остатки флоры и фауны) выделение обстановок осадконакопления проводилось на основе: – анализа вертикальных и латеральных последовательностей (гранулометрических и текстурных трендов) пород, а также числа и толщин гравийно-песчаных и алеврито-глинистых прослоев; – присутствия среди терригенных пород хемогенных образований (ангидритов и доломитов), аутигенных минералов (глауконита), указывающих на специфичные условия породообразования; – сопоставления полученных результатов литологического, седиментологического изучения керна с существующими моделями строения и представлениями об условиях формирования отложений в разных обстановках осадконакопления. 

С целью создания детальной и полной фациальной модели для месторождений района (Верхнечонского, Игнялинского, Вакунайского, Тымпучиканского, Северо-Вакунайского) было выполнено седиментологиченское описание керна глубоких скважин. По 17 скважинам ООО «Газпромнефть-ГЕО» описание проводилось в кернохранилище на полноразмерном продольно распиленном керне. По 46 скважинам, пробуренным в советский период, выполнялось детальное описание полноразмерных образцов керна, стандартных образцов и шлифов, данные комплексировались с полевым описанием каменного материала. Для современных скважин Верхнечонского месторождения анализ проводился на основе фотографий керна. 

Описание керна было увязано с результатами геофизических исследований скважин (ГИС) для дальнейшего выполнения электрофациального анализа. На следующем этапе данные по скважинам привязывались к материалам сейсморазведки 3D. Выделяемые по сейсмическим атрибутам: RGB, ЕXchroma, рimp (акустический импеданс), vp/vs (vp, vs – скорость соответственно продольной и поперечной акустической волны), седиментационные срезы куба когерентности, аномалии ассоциированы с фациями в скважинах и современными объектами-аналогами. 

Фациальная модель строения пласта В13 непской свиты венда 

На начало непского времени на большей части территории Чонского объекта существовала денудационная суша, представляющая собой слаборасчлененный горный массив, сложенный рассланцованными метаморфическими породами и породами гранитного ряда. Неровный сглаженный рельеф характеризовался общим пологим (2–3°) уклоном поверхности суши в юго-восточном направлении с локальными резкими перепадами высот вокруг отдельно стоящих останцов, сложенных наиболее крепкими коренными породами. В центральной части района исследований существовал выраженный в рельефе крупный денудационный уступ с перепадами высот от умеренных до резких, протягивавшийся с юго-запада на северо-восток площади, отделяющий северо-западную область возвышенного плато от низменной выположенной области, расположенной в юго-восточной части участка. Денудационный уступ контролировал стратиграфические толщины продуктивного горизонта, формировавшегося у его подножия с юго-восточной стороны. 

Ширина зоны выклинивания продуктивного горизонта, в пределах которой стратиграфическая толщина уменьшается до нуля, составляет в среднем от 3 до 15 км. Вдоль выраженных бровок фундамента и отдельных выступов горизонт иногда полностью редуцируется на расстоянии всего сотни метров. Седиментологический анализ керна позволил выделить три фациальных зоны (рис. 1), в каждой из которых накопление отложений происходило в определенных физико-географических условиях седиментации. 

Проксимальная зона характеризуется накоплением отложений аллювиальных конусов выноса и гравийно-галечных русел с дебрисными и струйными потоками [2], медиальная зона представлена отложениями мелких гравийно-песчаных ветвящихся русел, извилистых гравийно-песчаных русел с чередующимися барами, мелких песчаных низкодинамичных русел с влиянием приливов и глинистой поймы с паводковыми гравийно-песчаными покровами, дистальная зона сложена песчаными отложениями терминальных лопастей дельт со смешанным влиянием речных и приливно-отливных процессов и алеврито-глинистыми породами заливов и мелководного шельфового рампа. С началом морской трансгрессии область накопления отложений пласта В13 постепенно смещалась в северозападном направлении, в результате чего отложения всех трех фациальных зон вертикально надстраиваются в разрезе, начиная от грубообломочных пород проксимальной зоны, перекрывающих поверхность фундамента, и заканчивая мелкозернистыми песчаниками и аргиллитами дистальной зоны, расположенной в верхней части разреза пласта.

1.PNG

На территории ЛУ отложения нижней части пласта В13 первоначально накапливались в его юго-восточной части у подножия денудационого уступа в обстановках денудационно-аккумулятивной аллювиальнопролювиальной равнины в условиях аридного климата. В это время вся северо-западная область возвышенного плато подвергалась непрерывному разрушению гипергенными процессами. Продукты разрушения транспортировались с плато полупостоянными и временными речными потоками к подножию денудационного уступа и далее распространялись по поверхности низменной области в юго-восточном направлении в сторону бассейна. Формирование конгломератов базальной части пласта происходило в наиболее грубообломочной и высокодинамичной проксимальной зоне седиментации и контролировалось существующим первоначальным рельефом. 

Средняя и верхняя части пласта накапливались в пределах медиальной и дистальной зон седиментации, в которых русла слабо ограничивались неровностями рельефа фундамента и испытывали возрастающее со временем влияние морских процессов (приливно-отливных). Анализ горизонтальных сейсмических срезов показал наличие в пределах пласта отложений многочисленных флювиальных распределительных систем [3–5], различающихся степенью песчанистости (рис. 2). Со стороны моря аллювиально-пролювиальная равнина была ограничена мелководным морским бассейном с очень пологим погружением дна (морской рамп), на его границе формировались отложения дистальной фациальной зоны, представленные лопастями низкоградиентных дельт залива со смешанным влиянием речных и приливно-отливных процессов. 

В средненепское время на фоне наступающей с юго-востока морской трансгрессии на большей части территории установились прибрежно-морские обстановки, в которых формировалась глинистая покрышка пласта В13. На рис. 3 представлен профиль (через скважины Игнялинского ЛУ) атрибутов рimp и vp/vs , выравненный на ОГ М2 и показывающий примыкание конусов выноса горизонта В13 к фундаменту. Следует отметить что разрешенность сейсмических методов не позволяет выделить отдельные конусы в полях упругих параметров, а в соответствии с петроупругой моделью выделяются зоны, которые характеризуют преимущественную концентрацию песчаного коллектора в разрезе пласта в целом и дают интегральную характеристику. 

Однако на слайсах атрибутов EХсhroma для первых осадочных циклов конусы выноса (зоны sweet spots) достаточно четко оконтуриваются, что объясняется высоким контрастом акустических свойств осадочных отложений, залегающих на гранитоидах фундамента. Выделение нескольких гравийно-песчаных интервалов в керне четырех новых скважин, пробуренных в зонах sweet spots на основе данных сейсморазведки, свидетельствует о наличии нескольких наложенных друг на друга конусов выноса в нижней части пласта (В13-1). Таким образом, по совокупности имеющихся данных можно сделать вывод о приуроченности зон повышенной песчанистости к фациям конусов, пространственное положение и число которых пока нельзя оценить количественно. На основании сопоставления сейсмических и скважинных данных интервал пласта (горизонта) В13 был разделен на два подинтервала (или подгоризонта), где нижний В13-1 полностью выклинивается к фундаменту / коре выветривания между скв. Игн-6 – З Игн-1 Игнялинского 

2.PNG

3.PNG

месторождения (см. рис. 3) и скв. ВЧ-152 – ВЧ-13 Верхнечонского месторождения и концептуально разделяется на нижнюю, генетически связанную с аллювиальными потоками конусов выноса, и верхнюю прибрежно-морскую части. Перекрывающая часть пласта В13-2 в песчаных фациях залегает с северо-западным смещением и также имеет стратиграфическое выклинивание, но уже в районе скв. Игн-3, ЗИгн-226. 

4.PNG

Основная неопределенность с точным положением линий выклинивания всех примыкающих к фундаменту пластов (горизонтов) обусловлена неоднозначностью корреляции самой поверхности фундамента / коры выветривания. Отражение и связанная с ними высокоимпедансная зона формируются в широком временном окне и при сопоставлении со скважинными данными соответствуют как поверхности фундамента, так и поверхности коры, нередко формируясь внутри последней. 

Таким образом, общий интервал, охватывающий кору выветривания и гетерогенный фундамент (измененный и неизмененный), не имеет «стратиграфически определенного для всей площади» сейсмического отражения. Некоторые особенности строения отложений пласта В13, особенно в его верхней части, свидетельствуют о влиянии приливно-отливных процессов на седиментацию осадков. 

К таким особенностям относятся: 1) римичность в строении песчаников (широкое развитие волнистой и флазерной слоистости), 2) присутствие сдвоенных глинистых слойков в алевролитах и песчаниках (прямой признак стояния воды в межприливно-отливную фазы), 3) следы развития микробиальных пленок в алеврито-глинистых породах, имеющих вид тонких (1–2 мм) темноокрашенных микроволнистых слойков, облегающих терригенные зерна, 4) присутствие пластично-деформированных обрывков черных (с битумом) глинистых слойков скрученной сигарообразной формы, которые указывают на первоначально эластичную консистенцию слойков, обогащенных органикой. Одна из особенностей пласта В13 – фациальная изменчивость отложений по площади. Особенно контрастно она проявляется по данным сейсморазведки 3D для нижней части пласта. 

Для выделения связанных с гравийно-песчаными отложениями русел и терминальных лопастей была проведена седиментологическая интерпретация горизонтальных сечений сейсмического куба (см. рис. 2, а). Основное направление течения палеорусел соответствует общему тренду увеличения толщин пласта В13 (на юго-восток). В западной части площади присутствуют линейные зоны, состоящие из субпараллельных почти ровных шнурковых линий, огибающих крупный выступ фундамента. 

Аналогичные зоны линейности наблюдаются в Нубийской пустыне, где они связаны с системой невысоких параллельных хребтов, сложенных кристаллическими сланцами фундамента и окружающих крупные выступы магматических пород. Эта схожесть предполагает наличие в пределах зон линейности аналогичных систем в осевой части вытянутых долин. Палеорусловые системы в западной и северозападной частях площади начинают активно делиться и разветвляться в центральной части Игнялинского ЛУ, образуя флювиальные конусы выноса, состоящие из веерообразно расходящихся постоянных и полупостоянных речных каналов. 

Использование сейсмофациальной модели пласта В13 при планировании ГРР и программы освоения месторождений 

Особый интерес с точки зрения нефтегазопоисковых работ вызывают конусы выноса, выделяемые по данным сейсморазведки 3D. Флювиальные конусы выноса имеют разные, оцененные по седиментационным срезам, размеры: ширина их колеблется от 5–7 до 10–18 км, длина – от 5–10 до 20 км и более. Анализ расположения на площади точек разветвления палеорусел показывает, что большинство флювиальных конусов выноса сконцентрировано в полосе на краю области выступов фундамента, которая протягивается с юго-запада на северо-восток. Данные сейсморазведки 3D в пределах Игнялинского ЛУ (см. рис. 3), а также анализ профиля по скважинам через Верхнечонский и Игнялинский ЛУ (рис. 4) подтверждают данную концепцию. На территории Игнялинского ЛУ уступы СЗ–ЮВ направления фиксируются в районе скважин Игн-6 и ЗИгн-1, а также Игн-3 и ЗИгн-226. Очевидно, что нижняя часть пласта В13 формировалась

5.PNG

разновозрастными гравийно-песчаными конусами выноса, которые накапливались вблизи таких уступов. По мере продвижения моря в глубь континента происходило логичное смещение ряда фаций в том же направлении. При этом размеры песчано-гравийной части конусов выноса по скважинным данным (см. рис. 4) в целом близки к оцениваемым по сейсмическим материалам, длина – от 8–10 до 15–20 км. Далее по направлению морского бассейна эти конусы глинизируются, что уверенно фиксируется по данным анализа керна и ГИС. 

Более сложной выглядит картина по результатам сейсмической инверсии в атрибутах рimp и vp/vs , которые необходимо анализировать совместно, так как первый параметр показывает зоны засолонения (см. рис. 3, а), связанные со вторичными процессами, а второй – глинизации (см. рис. 3, б), связанные напрямую с условиями седиментации. Как было отмечено выше, расчлененность и связанность конусов являются параметрами неопределенности и характеризуют важнейшие показатели разработки (коэффициенты вытеснения и охвата вытеснением), поскольку конусы могут иметь низкую гидродинамическую связь друг с другом, а также могут быть разделены непроницаемыми барьерами как по латерали (между конусами), так и по вертикали (глинистые перемычки между частями пласта В13-1, В13-2 и др.). 

Данные неопределенности заложены в виде альтернативных концептов в workflow (вариативность рангов, заложение паттернов, моделирование с применением MPS (multi-point statistics)) при выполнении многовариантных расчетов в 3D геологической модели и учитываются в ней при определении оптимальной системы разработки и расчете диапазона добычных характеристик скважин. На этапе опытно-промышленных работ при получении фактических показателей разработки коллектора концепция, отражающая особенности внутреннего строения резервуара, будет актуализирована. 

Полученные в результате анализа данных керна и ГИС, обработки и интерпретации материалов сейсморазведки 3D, обобщения информации об объектах-аналогах знания позволили сформировать корректный прогноз развития коллекторов и границ фациальных тел для объектов пласта В13 Чонской группы месторождений. С учетом сейсмического прогноза и концептуальной модели были обоснованы размеры и нарезка ячеек геологической модели, размеры тел (коллектор/неколлектор/литотипы), ориентировка и размеры ячеек каркаса модели, прослежены глинистые реперы внутри пласта, поверхности максимального затопления, обоснована вертикальная и латеральная статистика (литология и ФЕС) по пласту. 

С учетом неопределенностей экранирования объектов обоснованы уровни флюидоконтактов. Все описанные параметры аргументированы в вероятностном формате (консервативный, базовый, оптимистичный, а также вид распределения) и заложены в вероятностную геологическую модель. Такой подход позволяет в итоге получить серию реализаций, ключевые неопределенности, а также оценить их влияние на реализацию проекта. Программа поискового, разведочного и эксплуатационного бурения (а также исследований: скважинных, геофизических, камеральных и др.) формируется таким образом, чтобы минимальным числом операций и инвестиций максимально снизить риск неопределенностей по проекту и определить базовый сценарий.

Выводы 

1. В условиях очень высокой изменчивости континентальных и прибрежно-морских отложений непской свиты прогнозировать зоны распространения коллекторов и фаций невозможно без создания детальной сейсмофациальной модели пластов.
2. Лучшие с точки зрения исходных ФЕС (до засолонения) коллекторы пласта В13 формировались в нижней его части. Они представлены фациями опесчаненных конусов выноса и распределительных каналов, уверенно выделяемых по данным современной сейсморазведки 3D; ширина флювиальных конусов колеблется от 5–7 до 10–18 км,длина – от 5–8 км до 20 км. По данным анализа керна, ГИС и сейсморазведки фиксируются закономерное уменьшение общих и эффективных толщин к краям конусов, увеличение доли глинистой фракции.
3. В результате исследований керна, обработки и интерпретации материалов сейсморазведки 3D создана детальная сейсмофациальная модель отложений. Ее применение повысило степень подтверждаемости моделей бурением от 15 до 85 %, что позволяет оптимизировать число требуемых для бурения поисково-разведочных скважин, снизить риск неопределенностей в запасах и создать объективную основу для формирования бизнес-кейса проекта.
4. Сформирована программа поискового, разведочного и эксплуатационного бурения (а также исследований: скважинных, геофизических, камеральных и др.), позволяющая минимальным числом операций и инвестиций максимально снизить риск неопределенностей по проекту и определить базовый сценарий.
5. Полученные результаты: методики и подходы, концептуальные модели, размеры фациальных тел, их связность и ФЕС, могут быть использованы для месторождений-аналогов региона с целью создания достоверной прогнозной основы для бурения и прогнозирования добычи.
6. Неопределенность в оценке вертикальной и латеральной анизотропии распределения коллектора в пласте, чувствительная к параметрам разработки, заложена в виде альтернативных концепций в 3D геологические и гидродинамические модели.

Список литературы 

1. Воробьев В.С., Чеканов И.В., Клиновая Я.С. Модель распространения терригенных коллекторов и засолоненных песчано-гравелитистых отложений в пределах месторождений центральной части Непского свода // Геология нефти и газа. – 2017. – № 3. – C. 47–60.
2. Miall A.D. The Geology of Fluvial Deposits: sedimentary facies, basin analysis and petroleum geology. – Berlin-Heidelberg: Springer-Verlag, 2006. – P. 503.
3. Variable style of transition between Palaeogene fluvial fan and lacustrine systems, southern Pyrenean foreland, NE Spain / A. Saez, P. Anadon, M.J. Herrero, A. Moscariello // Sedimentology. – 2007. – V. 54. – P. 367–390.
4. Hampton B.A., Horton B.K. Sheetflow fluvial processes in a rapidly subsiding basin, Altiplano plateau, Bolivia // Sedimentology. – 2007. – V. 54. – P. 1121–1147.
5. Quantification of a distributive fluvial system: the salt wash dfs of the morrison formation, SW U.S.A. / A. Owen, G.J. Nichols, A.J. Hartley [et al.] // Journal of Sedimentary Research. – 2015. – V. 85. – P. 544–561.
6. Nichols G.J., Fisher J.A. Processes, facies and architecture of fluvial distributary system deposits // Sedimentary Geology. – 2007. – 195. – P. 75–90. 

References

1. Vorob'ev V.S., Chekanov I.V., Klinovaya Ya.S., The distribution model of terrigenous reservoirs and saline sand-gravelite deposits within the fields of the central part of the Nepal arch (In Russ.), Geologiya nefti i gaza, 2017, no. 3, pp. 47–60.
2. Miall A.D., The geology of fluvial deposits: sedimentary facies, basin analysis and petroleum geology, Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 2006, p. 503.
3. Saez A., Anadon P., Herrero M.J., Moscariello A., Variable style of transition between Palaeogene fluvial fan and lacustrine systems, southern Pyrenean foreland, NE Spain, Sedimentology, 2007, V. 54, pp. 367–390.
4. Hampton B.A., Horton B.K., Sheetflow fluvial processes in a rapidly subsiding basin, Altiplano plateau, Bolivia, Sedimentology, 2007, V. 54, pp. 1121–1147.
5. Owen A., Nichols G.J., Hartley A.J. et al., Quantification of a distributive fluvial system: the salt wash dfs of the morrison formation, SW U.S.A., Journal of Sedimentary Research, 2015, V. 85, pp. 544–561.
6. Nichols G.J., Fisher J.A., Processes, facies and architecture of fluvial distributary system deposits, Sedimentary Geology, 2007, V. 195, pp. 75–90.

Возврат к списку