Анализ базы данных гис и сейсмических материалов с целью поиска интервалов клиноформного комплекса не вовлеченных в разработку

А.В. Екименко, Д.А. Глушенков, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник: Журнал «Геофизика»

В данной работе рассмотрен пример совместного анализа данных сейсморазведки и ГИС при картировании потенциально перспективных пластов нижнемелового клиноформного комплекса Вынгапуровского месторождения.

Актуальность работы обусловлена тем, что месторождение находится в поздней стадии разработки, и важной задачей является поиск новых ресурсов для добычи. Особенностью старых месторождении является большой фонд скважин эксплуатационного бурения, которые можно использовать для углубления в новые неизученные интервалы, что существенно дешевле бурения новых скважин.

Основным объектом разработки на Вынгапуровском месторождении является группа пластов БВ8. Данная группа пластов представляет собой комплекс бокового наращивания —клиноформы. Принципиальную схему строения клиноформного комплекса демонстрирует рисунок 1 [1]. На схеме показана смена фациальных обстановок при движении от мелководной к глубоководной части.

Аналогичный разрез вскрывается скважинами Вынгапуровского месторождения. Из этого рисунка видно, что скважины могут вскрывать разные типы разреза: в первом случае может быть вскрыт один пласт песчаника, отвечающий регрессивному бару, в некоторых случаях могут вскрыты склоновые песчаные отложения (ачимовская толща).

Как правило на данном месторождении разрабатывается только верхний песчаный пласт, даже при условии, что имеются более глубоко залегающие пласты песчаника, являющиеся коллектором. Разработка только верхнего пласта песчаника определяется, в основном, историческим ходом эксплуатации месторождения, когда в скважинах осваивались только пласты с наилучшими ФЕС (фильтрационно-емкостными свойствами). В настоящее же время, в связи с выработанностью запасов, бурение размещается в краевые зоны месторождения. Здесь благодаря современным техническим средствам нефть добывается из тонких пропластков с ухудшенными ФЕС. Дополнительным источником запасов нефти могут послужить пропущенные интервалы клиноформного комплекса. Эти пропущенные пропластки могут быть вовлечены в разработку с использованием имеющегося фонда эксплуатационных скважин.

Как показывают приведенный рисунок пропущенные пласты могут быть достаточно четко локализованы по данным каротажа. Как правило песчаники хорошо фиксируются на кривых гамма-каротажа и каротажа ПС. Наиболее важным представляется оперативная оценка фонда скважин (месторождения, разрабатываемые с начала 90-х годов, характеризуются значительным объёмом скважин (сотни и тысячи)) на предмет выявления таких интервалов.

Привлечение сейсмических данных обусловлено тем, что в некоторых случаях не все скважины куста вскрывают все песчаные пропластки (например, пара скважин 2 и 3 из рисунка 1), тогда имея одну перспективную скважину можно проанализировать по сейсмическим данным весть участок интереса целью выбора кандидатов для углубления.

Рис.1. Принципиальная схема размещения ловушек и залежей УВ в нижней части разреза неокома. Красными стрелками показаны выделяемые по ГИС пропластки, не вовлечённые разработку. (По Нежданову А.А. с дополнениями). Условные обозначения: 1-песчаники, 2- битуминозные глины, 3 —переслаивание глин и песчаников, 4- типичный вид кривых Ак и ГК. Генезис песчаных осадков: ПМР — приморские равнины, ГШ — глубокий шельф, МШ-мелководный шельф, СКЛ-склоновые, ПО — подводнооползневые, Т — турбидиты, К — контуриты

В том случае, когда месторождение систематически изучается и все песчаные пропластки выделены, например, в рамках подсчета запасов, задача обнаружения пропластков ниже основного объекта разработки не представляет особой сложности и сводится к изучению результативных карт, построенных по результатам, например, подсчёта запасов. Задача усложняется, когда пласты песчаников не сведены в единую стратиграфическую схему (полностью или частично), например, имеются только отбивки по результатам оперативной интерпретации ГИС. В таком случае анализ данных по всему месторождению затруднен. В самом неблагоприятном варианте отбивки нижней части клиноформного комплекса могут отсутствовать.

В данной работе предлагается совместно анализировать сейсмические данные и результаты анализа скважинной информации, полученных как в условиях стратифицированного разреза, так и без использования сведений о стратиграфических отбивках.

В первом варианте анализа предлагается ограничиваться только анализом отбивок. В качестве примера можно привести таблицу данных результатов интерпретации ГИС (Рис 2 вверху).

Здесь для каждой скважины имеется набор отметок глубин, литологии, типа насыщения по результатам интерпретации ГИС. Для удобного использования такой таблицы нужно только выбрать какую-либо характеристику, которая характеризовала бы — есть в скважине нижние пропластки или имеется только основной верхний пласт. Такой величиной может служить разница между глубинами самого верхнего пласта и самого нижнего выделенного пропластка. Если эта величина имеет малое значение, например, 15 метров, то можно предположить, что в скважине вскрыт только один пласт (средняя мощность пласта БВ8 составляет порядка 15 метров). Если эта величина принимает значения большие, например, 50 −100 метров, то есть значительно отклоняется от среднего, то это дает основания предполагать наличие дополнительных пропластков.

Полезным является анализ графиков типа «ящик с усами» по каждой скважине.

Диаграммы размахов, или «ящики с усами» (англ. box-whisker plots), получили свое название за характерный вид: точку или линию, соответствующую медиане или средней арифметической, окружает прямоугольник («ящик»), длина которого соответствует одному из показателей разброса или точности оценки генерального параметра. Дополнительно от этого прямоугольника отходят «усы», также соответствующие по длине одному из показателей разброса или точности.

В данной работе такие графики формируются вычислением расстояния от кровли основного пласта до каждого из пропластков по каждой скважине. Анализ каждого графика в отдельности дает информацию о том, какой тип разреза вскрыт скважиной: так, например, если график имеет выбросы, значит есть пропластки которые находятся на значительной глубине от кровли основного пласта — вероятно это песчаники ачимовской толщи. Примером такого анализа является рисунок 2 (внизу).

Результаты анализа графиков могут быть нанесены на карту любой геоинформационной системы для удобной визуализации, локализации скважин и комплексирования с сейсмическими данными.

Рис. 2. Вверху. Пример типичной таблицы данных РИГИС (результат интерпретации ГИС) Внизу. Серия графиков «ящик с усами» по каждой из скважин Вынгапуровского месторождения (фрагмент), построенная по материалам РИГИС

Приведённая методика имеет, по крайней мере один существенный недостаток — она не эффективна если в скважине не выполнена интерпретация ГИС и не выделены пропластки коллекторов. Такая ситуация может иметь место, например, в том случае, когда отбивки пластов не сведены в единую стратиграфическую систему.

Для получения альтернативного результата необходимо привлечение материалов каротажа, имеющегося во всех скважинах. Для анализа по Вынгапуровскому месторождению привлекались каротажи ПС и ГК, наиболее широко применяемые для расчленения разреза и выделении песчаных пропластков. Поскольку скважины исследовались в разное время и разными приборами, то результаты измерений ГИС как правило характеризуется разными диапазонами измеренных величин и разными единицами изменений. Для приведения данных к единому виду выполнена процедура стандартизации, а пропластки песчаников выделены по граничным значениям, установленным для каротажей ПС и ГК (Рис. 3).

Выделение, описанным способом пропластков песчаника позволяет вновь выполнить анализ распределения глубин пропластков (теперь уже без использования стратиграфических отбивок). Пример такого анализа показан на рисунке 3. Как видно характер графиков позволяет достаточно однозначно установить наличие и характер распределения пропластков песчаника в разрезе скважины. Если в скважине имеется только основной верхних пласт песчаника (Рис. 3б, слева), то и на графике «ящик с усами» распределение статических характеристик тяготеет к минимальным значениям. В том же случае, когда в скважине имеются песчаные пропластки ниже основного объекта разработки (Рис. 3б, справа), то и соответствующие графики начинают отклонятся в сторону больших значений (Рис 3а).

Графики «ящик с усами» (Рис. 4) позволяют выбрать наиболее информативное значение для визуализации результатов поиска на карте.

Рис. 3. а-Результативные графики «ящик с усами», характеризующие наличие песчаных пропластков по разрезу, б- выделение пропластков песчаника по значениям каротажей ПС и ГК (приведены типичные кривые ГИС с разными распределениями песчаных пропластков)

В примере, приведённом на рисунке 4а, на карту вынесено значение максимальной глубины вскрытого песчаного пропластка, это значение закодировано цветом и размером значка скважины. Наиболее интересными являются те скважины, которым соответствует значок большего размера. Рисунок 4 показывает эффективность применения такого подхода. Здесь перспективными являются скважины 1118, 1119, 1140,1153,124Р. Для скважины 1118 приведена геофизическая характеристика каротажами ПС и ГК (Рис 4б), а интересующим интервалом является песчаный пропласток на глубине 2670м. Добыча нефти, как было сказано выше, ведётся из верхней части комплекса БВ8, в данном случае это глубины 2590-2630, поэтому нижний интервал можно рекомендовать к доизучению и проведению ГРП для вовлечения в разработку. Скважина 1138 является примером отсутствия песчаных пропластков глубже основного объекта.

Рис. 4. а-Карта для локализации скважин с наличием песчаных пропластков глубже основного продуктивного пласта и б-кривые ПС и ГК для скважин с наличием и отсутствием песчаных пропластков глубже основного объекта

Приведённый результат позволяет осуществлять выбор кандидатов для проведения ГРП из фонда скважин уже вскрывших дополнительные пропластки. Дополнительную информацию о распространении песчаных пропластков и выбора кандидатов для углубления можно получить, привлекая данные сейсморазведки 3Д.

Исследования методом сейсморазведки 3Д на Вынгапуровском месторождении выполнены в период с 2001 по 2007 год, общая площадь съемок составляет 2500 кв. км. В 2009 году выполнена обобщающая работа по переобработке и переинтерпретации всех имеющихся сейсмических данных и получению единого куба сейсмических данных.

Целевой интервал разреза характеризуется на сейсмических разрезах традиционными для Западной Сибири наклонными отражениями, которые фиксируют этапы проградации морского бассейна и отражают смену фациальных обстановок. Анализ разрезов и карт атрибутов позволяет вполне надёжно интерпретировать распространение песчаных отложений. С большими мощностями песчаников связывается увеличение интенсивности отражения. Это утверждение основано, как на общих предположениях о том, что если в глинистом разрезе появляется песчаный пласт, то он обуславливает появление интенсивной отраженной волны, так и на результатах статистического анализа данных. Так для основного объекта разработки (верхняя часть комплекса БВ8) установлена статистическая связь толщины пласта с величиной амплитуды отражения (Рис 5а). Коэффициент корреляции для всего набора данных составляет 0.54. Подобный характер связи толщин песчаников установлен и для фаций подножия склона (ачимовские отложения). Для одного из участков месторождения коэффициент корреляции амплитуд отражения и толщин песчаников ачимовской толщи составляет 0.68 (Рис 5б).

Установленный факт связи амплитуды отражения с толщинами песчаных пластов позволяет на качественном выполнять интерпретацию амплитудных аномалий и для отражений, связанных с выявленными в скважинах «пропущенными интервалами».

Рис 5. Диаграммы рассеяния амплитуд отраженных волн и эффективных толщин. а —для шельфовой части пласта БВ8 и б-для ачимовских отложений

Поскольку сложность и неоднозначность расчленения комплекса БВ8 на отдельные линзы не позволяют корректно выполнить сопоставление толщин и амплитуд отражения отдельных фаз отражённых волн, в рамках данной работы картирование перспективных участков для углубления скважин выполнено на качественном уровне. Пример локализации участка перспективного для углубления скважин приведен на рисунке 6.

Анализ временных сейсмических разрезов в районе выделенных скважин 736 и 737 (Рис. 6 б) позволяет выделить фазы отраженных волн, связанные вероятно, с интересующими песчаным пропластками. Получив карту амплитуд сейсмический записи в целевом интервале разреза (Рис. 6а) можно локализовать наиболее перспективные участки.

Рис. 6. а — Карта, характеризующая скважины с наличием пропластков ниже основного объекта разработки, б — кривые ПС и ГК для выделенных скважин. Цветом показана карта амплитуд отраженной волны для целевого интервала. Выделены области наиболее перспективные для углубления существующего фонда скважин

Как было показано выше, для Вынгапуровского месторождения характерна следующая закономерность — наибольшие толщины песчаных пластов обуславливают наиболее интенсивные отражения. По этому принципу можно выделить области, наиболее перспективные для углубления скважин. В данном примере кандидатами для углубления можно считать скважины 1606, 1600, 1604, 237,889.

Таким образом в работе показан пример оперативного анализа базы данных ГИС и сейсмических материалов. Реализован автоматический поиск скважин кандидатов для проведения ГРП, выполнено площадное картирование наиболее перспективных для углубления скважин участков. Описанный подход позволяет во многом сократить временные затраты на поиск дополнительных, не вовлеченных в разработку, ресурсов и за короткий промежуток времени сделать обзор действующего фонда скважин.

Литература

1. Нежданов А.А. Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных. Тюмень: ТюмГНГУ, 2000-133с.

Возврат к списку