Прогноз эффективных толщин неокомских отложений на основании сейсмических данных и фациальной модели

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


Журнал «Геофизика»

Преобладающая часть месторождений Ноябрьского региона находится на поздней стадии разработки и характеризуется высокой степенью выработанности запасов, большим фондом скважин и необходимостью выбора мест для бурения новых скважин. Для поддержания добычи на стабильном уровне Компания ПАО «Газпром Нефть» выполняет различные программы, в том числе реализуются работы по концептуальному геологическому моделированию. Создание концептуальной геологической модели подразумевает комплексирование разнородной информации (региональные геологические исследования, исследования керна, ГИС, данные сейсморазведки, информация об истории разработки объекта). Одним из результатов использования концептуального моделирования является создание фациальной модели конкретного объекта исследования (например, одного из пластов месторождения). В данной работе рассмотрен пример использования концептуальной геологической модели для прогноза эффективных толщин пласта БВ8 Вынгапуровского месторождения.

Вынгапуровское месторождение — одно из крупнейших месторождений Компании ПАО «Газпром Нефть». Основным объектом разработки месторождения являются неокомские отложения (пласт БВ8), слагающие клиноформный комплекс. Проградационные клиноформы, фиксируемые на временных разрезах, отражают циклы осадконакопления, во время которых происходило выдвижение дельты [1]. К ундаформной подзоне таких клиноформ приурочены, как правило, песчаники бара авандельты, к собственно клиноформной подзоне — глинистые породы авандельтовой иловой субформации. Такой генезис отложений пласта БВ8 обуславливает сильную изменчивость свойств по разрезу и по латерали. Как видно из рисунка 1, баровые тела (выделяются на картах сейсмических атрибутов вытянутыми амплитудными аномалиями северо-восточного простирания с азимутом около 300) покрыты плотной сеткой эксплуатационного бурения, незатронутыми скважинами остаются только краевые зоны. В таком контексте бурение скважин связано со значительным риском отсутствия коллектора.

При рассмотрении скважин — «кандидатов» для бурения в краевые зоны проводится детальный анализ сейсмической информации (сейсмические разрезы, карты атрибутов) и на основании качественных критериев выносится суждение о перспективности конкретного района. Такими критериями выступают, например, наличие на временном разрезе фазы отражённой волны, амплитудная аномалия на карте атрибутов или карте сейсмоклассов. Несмотря на то, что такой подход позволяет уменьшить геологические риски, он имеет недостатки — субъективность анализа данных, невозможность получить количественную оценку перспективности участка бурения.

В рамках данной работы был выполнен количественный прогноз Нэфф с использованием сейсмических данных (карт атрибутов), данных ГИС и результатов фациального районирования.

Исходные данные

Для настоящей работы привлечены материалы сейсморазведки, геофизических исследований скважин, результаты фациального районирования.

Сейсмические исследования МОВ ОГТ3D покрывают всю площадь Вынгапуровского месторождения. Данные получены в течение нескольких сезонов. В 2009 году была выполнена переобработка и переинтерпретация сейсмических материалов и получение единого куба данных. Качество данных в пределах сейсмического куба очень отличается. Отличия обусловлены как геологическими причинами — влияние газовой шапки (пласт ПК1), так и техническими — качество ухудшается в зонах сочленения съёмок разных сезонов. Тем не менее, эти данные позволяют решать задачи, связанные с прогнозом свойств.

В пределах месторождения пробурено 2742 скважин. Характерными элементами описания керновых образцов исследуемого пласта являются текстуры алеврито-песчаных пород — пологонаклонная параллельная, пологоволнистая, мелкая косая, линзовидно-волнистая, массивная, нарушенная горизонтальными и вертикальными ходами роющих организмов, а также оползневыми процессами. Отмечаются прослои градационно-слоистых, массивных глинистых алевролитов, нарушенных конседиментационной деформацией (оползание, конволютная слоистость) и ходами бентосных организмов. Данный набор признаков и их закономерная смена по разрезу характерены для проградирующей мелководно-морской системы переработки песчаного материала, поступающего со стороны суши и отлагавшегося в виде вытянутых субпараллельно береговой линии баровых тел, осложненных фациями разрывных течений[1].

Для картирования классификации фациальной принадлежности скважин, не охарактеризованным керновыми исследованиями использована интерпретация каротажа самопроизвольной поляризации по методике В.С.Муромцева.

На сейсмических материалах разные типы разреза характеризуются изменением формы отражения, появлением своеобразного рисунка записи (например, аномалий типа «врез»), участкам с развитием мощного песчаного пласта песчаника соответствует резкое усиление интенсивности отраженной волны. Эти признаки позволяют на основании анализа карт сейсмических атрибутов, карт сейсмоклассов выделить границы разных типов сейсмозаписи и отождествить их с разными типами геологического разреза.

На основании представленных данных построена условная фациальная схема пласта БВ8 (Рис. 1) Выделено 6 основных типов разреза, отвечающих разным седиментационным обстановкам: осевые части баровых тел, окраинные части баров, лагуны, разрывные течения разного масштаба, дельты разрывных течений.

Рис.1. Фрагмент фациальной карты и карта среднего значения амплитуды отражения ОГ «БВ8». Условные обозначения: 1- бары, 2-разрывные течения, 3-дельты разрывных течений, 4-лагуны

Анализ данных и построение карты эффективных толщин

Огромный объём скважинной информации обуславливает необходимость тщательной работы с данными. Имеющаяся исходная информация содержится в разных базах данных, может иметь разный формат хранения. Сами данные могут содержать ошибочные значения, пропуски значений, некоторые скважины не могут использоваться, поскольку не вскрывают пласт от кровли до подошвы и т.д. Выполнение подготовки данных, фильтрация, сопоставление данных из разных таблиц и приведение материалов в пригодный для анализа вид (tidy data) выполнен с использованием языка статистических расчётов R [2]. С использованием этого же инструмента (R и IDE RStudio) выполнялся анализ данных и построение прогнозных карт. Указанное программное обеспечение имеет широкий функционал по импорту и подготовке данных, статическому анализу и визуализации результатов.

Непосредственно анализ заключался в сортировке, фильтрации, группированию по различным признакам скважинных данных, регрессионному анализу, выборе наиболее информативного сейсмического атрибута, оценке распределений толщин для разных типов разреза, моделировании вариограмм.

Все скважины имели признак условной фациальной зоны, наличия газовой шапки (что снижало бы достоверность оценки сейсмического атрибута) и были охарактеризованы значением Нэфф.

Рис.2. Гистограмма значений Нэфф и распределение Нэфф на графике «ящик с усами»

Анализ гистограммы (Рис.2) показывает, что большая часть значений Нэфф не дифференцируется по фациальному признаку. Группа, отвечающая зонам глинизации, характеризуется наименьшими Нэфф (менее 5м). Окраинные зоны, зоны транзита материала и баровые тела характеризуются практически полностью перекрывающимися распределениями Нэфф и характеризуются значениями от 3 до 15 метров. Наибольший разброс значений фиксируется для врезовых отложений, помимо большого разброса значений для врезов характерны и самые большие толщины песчаников, достигающие 30 метров.

Помимо этого, следует отметить неоднозначность картирования фациальных зон. Предполагаемые границы участков с разными типами разрезов определялись по картам сейсмических атрибутов и картам классификации по форме сигнала. Гистограмма показывает, что в некоторых участках месторождения границы локализованы не точно, поскольку к типу «Глинизация» относятся и скважины, характеризующиеся толщинами, достигающими 5-15 метров. Эта неоднозначность может также быть обусловлена и не совсем корректной интерпретацией ГИС.

Анализ графиков типа «ящик с усами» (box-and-whiskers diagram — показывает медиану, нижний и верхний квартили, минимальное и максимальное значение выборки и выбросы) наглядно показывает характерные значения для каждой из фаций, а также то, что практически каждая зона имеет выбросы — т.е. значения, отклоняющиеся очень сильно от среднего. Эти выбросы, вероятно, обусловлены теми же причинами, что указаны выше.

Данные о фациальных обстановках и Нэфф по скважинам были дополнены значениям сейсмических атрибутов в точках пластопересечений. Выбор наиболее информативной карты сейсмического атрибута осуществлялся на основе анализа коэффициентов корреляции. В рамках работы было рассчитано множество атрибутов сейсмической записи с использованием разных окон расчёта. Наибольшее значение корреляции 0.58 достигнуто для карты средних значений амплитуд отражения (Рис. 3).

Анализ зависимостей эффективных толщин и сейсмического атрибута для каждой группы фаций не обнаруживает значимых коэффициентов корреляции для какой-либо фации кроме баров и усложняет дальнейший прогноз свойств. Тем не менее, целесообразно провести разделение скважин на две группы — с наличием фаций, простирающихся субмеридионально (баровые тела, окраинные зоны, зоны глинизации) и наличием фаций субширотных (врезы, промоины, зоны транзита материала) (Рис. 3). Наиболее тесная корреляция характерна для площадных субмеридиональных фациальных зон.

Для количественного прогноза свойств в межскважинное пространство использован алгоритм кригинга с внешним дрейфом. Для выполнения такой интерполяции необходимы значения основной переменной (Нэфф в точках скважин), дополнительной переменной (карта сейсмического атрибута) и модель вариограммы, описывающей степень пространственной корреляции данных и анизотропию свойств.

Генезис отложений определяет пространственную анизотропию в распределении Нэфф. Для баровых тел лучшие коллектора будут вытянуты вдоль линии палеоберега, напротив, для врезов и каналов зональность будет иной — зоны коллекторов будут распределены перпендикулярно палеоберегу, образуя узкие зоны.

Вариограмный анализ был выполнена для обоих групп фаций (простирающихся субмеридионально и имеющих субширотное простирание). Анализ карты вариограммы и графиков вариограмм по разным азимутам показывает (Рис. 3) существенную анизотропию в распределении значений Нэфф. Вариограмма по азимуту 30 градусов, характеризуется величиной радиуса порядка 2000 метров, после чего дисперсия практически не меняется. Вариограмма по азимуту 120 градусов имеет значительные колебания, начиная с расстояния 1100 метров. Такое поведение вариограмм обусловлено формой и простиранием баровых тел в пределах месторождения. Поскольку бары представляют собой вытянутые зоны, то вариограмма полученная вдоль их простирания характеризуется выходом точек на «полку». Присутствие же нескольких узких баровых тел обуславливает цикличность в поведении точек экспериментальной вариограммы по азимуту 120 градусов (т.е. перпендикулярно простиранию).

Рис.3. Соотношение значение Нэфф и сейсмического атрибута и эффективных толщин (а) и вариограммы эффективных толщин по разным азимутам (б)

Исходя из вариограмного анализа, были построены две карты — для субмеридиональных фаций и для широтных фаций. Для каждой из карт использовалась собственная анизотропная модель вариограммы с целью получения более естественного результата.

Окончательная карта получена из значений промежуточных карт в соответствующих фациальных зонах (Рис.4) и достаточно естественно отображает распределение эффективных толщин по площади.

Рис.4. Карты значений эффективных толщин. а — без использования фациальной модели, б — с использованием фациальной модели

Стоит отметить, что часть скважин, имеющихся на месторождении, не использовалась для построения карт и была использована для проверки прогнозных построений. Анализ данных в точках таких скважин показал, что в целом наблюдается хорошее восстановление значений Нэфф и ошибки не превышают 5 метров (если скважины расположены в одной фациальной зоне). Наибольшие отклонения наблюдаются на границах фациальных зон и вероятно связаны с точностью определения границ, здесь ошибки могут превышать 15 метров. Также не лучшими результатами прогноза характеризуются окраины баровых тел и участки, отнесенные к зонам глинизации — здесь толщины пласта составляют первые метры и небольшие по абсолютному значению ошибки могут существенно изменить контур залежи.

Выводы

Выполненная работа показывает важность и целесообразность использования информации о фациальной зональности при выполнении прогноза свойств по сейсмическим и скважинным данным. Анализ комплекса данных (графики гистограмм, соотношений свойств пласта и атрибутов, вариограмм, карт распределения свойств по площади) позволяет получить представление о том, какие значения прогнозируемого параметра характерны для каждой фациальной зоны, имеется ли изменчивость свойств по латерали свойств и насколько тесна пространственная корреляция.

Для конкретного геологического объекта (пласт БВ8) показано, что выполнение анализа данных в варианте 2D позволяет получить геологический результат оперативно и с приемлемой точностью. Регрессионный и вариограммный анализ являются стандартными процедурами при построении трёхмерных геологических моделей, однако рассматривая месторождение целиком, строить 3D модель зачастую не целесообразно.

Результативные карты, полученные с использованием такого подхода, выглядят более реалистично с геологических позиций, чем карты не учитывающие разные типы геологического разреза, и снижают геологические риски при бурении скважин.

Литература

1. Отчёт по обработке и интерпретации данных и построению цифровой объемной геологической модели Вынгапуровского месторождения, Д.В. Миткалев, ГНПЦ ПУРГЕО, Тюмень 2010.

2. Hadley Wickham. Tidy data. The Journal of Statistical Software, vol. 59, 2014.

Возврат к списку