Построение концептуальных геологических моделей по залежам пластов БВ3-5 месторождений левобережья р. Оби на территории деятельности ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

М.А. Кузнецов, М.Ф. Старицын (ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»), А.Н. Ситников, Р.Н. Асмандияров, О.Е. Курманов, В.Г. Мирошкин, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

В современных условиях, когда увеличиваются доля трудноизвлекаемых запасов, обводненность продукции скважин, снижается результативность бурения, ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (СН-МНГ) совместно с Научно-Техническим Центром «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») инициировало региональные работы по концептуальному геологическому моделированию нефтеносных и перспективных пластов с целью ревизии ресурсной базы и разработки методики перехода от региональной модели к модели залежи и обратно.Для первого пробного этапа были выбраны пласты группы БВ на лицензионных участках (ЛУ), принадлежащих СН-МНГ и расположенных на левобережье р. Оби, площадью более 5000 км2. Выбор пластов группы БВ обусловлен тем, что они относятся к верхнему этажу нефтеносности в исследуемом районе и охвачены большим объемом исследований пробуренных скважин. В 2013 г. специалистами СН-МНГ в пластах БВ на Северо-Островном ЛУ выявлена залежь с начальными извлекаемыми запасами нефти более 1,5 млн т.

Территория деятельности СН-МНГ на левобережье р. Оби включает восемь ЛУ: Кетовский, Луговой, Южно-Локосовский, Покамасовский, Южно-Покамасовский, Ново-Покурский, Южно-Островной и Северо-Островной. Все они приурочены к одноименным месторождениям углеводородов, за исключением Южно-Островного ЛУ, на территории которого расположены два месторождения: Южно-Островное и Островное. Нефтеносность месторождений доказана для отложений верхней юры по всем лицензионным участкам. В нижнемеловом комплексе основными нефтесодержащими объектами являются пласты АВ1-2, БВ3, БВ4, БВ5 и пласты ачимовской толщи.

Стратиграфически пласты БВ2-5 относятся к нижней подсвите Ванденской свиты нижнемелового возраста (К1v-К1h-К1bг) [1]. Толща пород представлена переслаивающимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами, образованными в прибрежно-морских и мелководных условиях. В глинах нижней подсвиты встречаются пелециподы и фораминиферы, характерные для валанжинского и готеривского ярусов.

Рис. 1. Схема корреляции по линии скважин

На основе объединенного материала сейсморазведочных работ на площади более 2700 км2методом изопахического треугольника [2] выполнен палеоморфологический анализ, согласно которому снос осадочного материала с востока в сторону Фаинской котловины характеризуется увеличением временных толщин в этом направлении. В целом модель геологического строения исследуемой площади не противоречит общепринятому представлению [3], но в то же время дополнена более детальными выводами. Так, на общем фоне погружения в западном направлении с доюрского времени Покурское поднятие оставалось самым высоким местом до начала апта, о чем свидетельствуют небольшие временные толщины на данном участке, которые подтверждаются данными бурения скважин. На западе, по-видимому, небольшое поднятие образовалось уже в результате заполнения участка осадками, возможно, совместно с тектоническими движениями пород.

За историю разработки месторождений изучение геологического строения выполнялось в пределах лицензионных участков и не рассматривалось регионально, т.е. в едином ключе. В рамках работы проведена перекорреляция пластов группы БВ на площади 5000 км2 (около 1800 скважин по девяти месторождениям), где пласты БВ выделялись на основе единого шаблона по ключевым скважинам по каждой площади. На рис. 1 показано, что пласты группы БВ залегают конформно на всей исследуемой площади. Такое представление о залегании пластов дало возможность выявить несоответствия индексации пластов на Локосовском и Луговом месторождениях с пластами на остальных участках.

Одним из основных результатов концептуального геологического моделирования стало объединение петрофизической модели по всем месторождениям левобережной группы. В таблице приведены предельные значения параметров коллектора по различным месторождениям (принятые в ФБУ ГКЗ) и по Левому берегу.

Примечание. aпс — параметр самопроизвольной поляризации, Кп — коэффициент пористости, kпр — коэффициент проницаемости.

Следует также отметить, что в общем объеме глин преобладает хлорит — глинистый минерал (Mg, Fe)3[(AI, Si)4О10 (OH)2]•3(Mg, Fe)(OH)2, слагающий цемент песчаных пород-коллекторов пластов БВ. Он обладает повышенной адсорбционной способностью, вследствие чего содержит большое количество связанной воды.

Повышенное содержание хлорита в породе, определенное по данным анализа керна, на кривых электрокаротажа сопровождается эффектом низкоомности, что затрудняет оценку коэффициента нефтенасыщенности Кн и выделение нефтенасыщенных интервалов. Такой эффект был зафиксирован на восточной части Кетовского месторождения, где на высоких гипсометрических отметках удельное электрическое сопротивление пласта вместо 7–10 Ом*м (как в центральной части) составляет 3–4 Ом*м при бурении скважин на нефть.

При анализе доступного кернового материала в кернохранилище г. Ханты-Мансийска было подтверждено предположение о том, что пласты БВ3-5 сформировались в прибрежно-морских условиях осадконакопления. Характерными особенностями кернового материала являются текстуры взмучивания, оползания и деформации при уплотнении осадка, присутствие ряби волнения, подчеркнутой намывами глинистого материала и углефицированного растительного детрита, косая и срезанная слойчатость, шевронная текстура. Местами слоистость осложнена наличием биотурбации — вертикальными и горизонтальными ходами роющих организмов (предположительно ихнофация Crusiana (Planolites, P)). Отмечено также влияние штормовых процессов (темпеститы).

Для построения концептуальной геологической модели группы пластов БВ использована методика В.С. Муромцева [4] и выделены эталонные электрометрические модели фаций по левобережной группе месторождений: фация барьерного острова, баровые тела двух типов и фация разрывных течений (рис. 2). В региональном плане основное песчаное тело сохраняет северо-восточное простирание. В западном направлении отмечается ухудшение качества коллектора, в пределах пластов БВ4, БВ5 происходит глинизация разреза.

Рис. 2. Карта распространения фаций пласта БВ4

Анализ стандартной методики определения коэффициента проницаемости на основе зависимости kпр = f (Кп) показывает высокую дисперсию точек. Так, при одном значении коэффициента пористости значение проницаемости имеет разброс точек более двух порядков. По результатам петрофациального анализа данных изучения керна и геофизических исследований скважин (ГИС) были выявлены основные типы разреза с обособленными зависимостями, коррелируемые со следующими фациями: баровые отложения (барьерный остров) и разрывные течения. В скважинах, пробуренных с использованием минерализованного бурового раствора, проведение качественной записи метода самопроизвольной поляризации (ПС) и, как следствие, выделение электрофаций не представляется возможным. Критерием разделения зависимостей kпр = f (Кп) по типам стал параметр скелетной пористости Кп.ск. Выявлено, что при скелетной емкости, составляющей более 30 %, горная порода относится к фации разрывных течений, менее 30 % — к фациям баровых тел.

Определение коэффициента нефтенасыщенности проводилось на основе стандартной методики Арчи — Дахнова [5]. По результатам лабораторных исследований керна и геохимических анализов флюида были получены критерии для оценки характера насыщения пластов-коллекторов. По методике Бурдайна [6] выполнялся пересчет капиллярных кривых в фазовые проницаемости, затем строились кривые фракционного потока и выбирались «отсечки» по обводненности Кв: 0,01 (Кв1), 0,7 (Кв70), 0,95 (Кв.кр). В результате построения зависимости Кв = f (Кп) были получены критерии, характеризующие разные зоны насыщения (рис. 3). Расчетные точки, соответствующие критериям определения характера насыщения, хорошо согласуются с фактическими данными экспериментов по вытеснению нефти (маркеры увеличенных размеров).

Рис. 3. Зависимость Кв = f (Кп) для оценки характера насыщения: ВЗ, ВНЗ, НВЗ, НЗ – зона соответственно водяная, водонефтяная, нефтеводяная, нефтяная

Из рис. 4 видно, что отражающий горизонт (ОГ) БВ5 является наиболее уверенно прослеживаемым на площади. Для увязки сейсмической и скважинной информации были выбраны все скважины с проведением акустического каротажа (АК) и вертикального сейсмического профилирования (ВСП) (соответственно 53 и 17 скважин), была переинтерпретирована вся имеющаяся сейсмическая информация. В результате получена структурная карта по стратиграфической кровле пласта БВ5. Сходимость со скважинными данными хорошая (коэффициент корреляции R2 = 0,95). Полученная структурная модель подтверждает результаты проведенного палеоморфологического анализа.

Рис. 4. Временной сейсмический разрез по линии скважин

Отмечаются также поднятие в районе Лугового месторождения и ступенчатое погружение на запад в сторону Фаинской палеокотловины, в региональном плане прослеживаются поднятия на ступенях Покамасовского, Южно-Покамасовского и Ново-Покурского месторождений. Результатом структурных построений и анализа распространения эффективных толщин и фаций стало выявление перспективных локальных участков для до-изучения. Как было установлено, в районе Ново-Покурского месторождения происходит глинизация пласта БВ4, что может создать условия для образования флюидоупора для нижезалегающего пласта БВ5, а при пересмотре результатов геофизических исследований в скважинах выделенного района выявлены признаки насыщения углеводородами.

По данным всех построений выделены зоны для перспективного планирования поиска залежей пластов группы БВ. В плане они выстраиваются в «цепочки», вытянутые в северо-восточном направлении (рис. 5), что позволяет предположить наличие зон нефтеносности. Например, в районе Кетовского ЛУ на востоке региона с большой долей вероятности нецелесообразно искать залежи в отложениях ниже пласта БВ4, а следует сосредоточить внимание на вышележащих горизонтах.

Рис. 5. Карта суммарных остаточных подвижных запасов пластов БВ2-5, совмещенная со структурной картой пласта БВ5

Необходимо отметить, что целью выполненной работы являлись не только выделение перспективных объектов и поиск пропущенных интервалов для доисследования, но и локализация перспективных для разработки участков. Уточненная геологическая модель и история эксплуатации объектов позволили выполнить прогнозы по степени выработки разрабатываемых залежей. С использованием полученных структурных карт и карт подсчетных параметров в корпоративном ПО NGT Smart были построены карты локализации остаточных подвижных запасов, на основе которых подготовлена программа мероприятий по их довыработке. За основу принимались структурные планы и литофациальная модель, полученная как результат региональных построений.

Так, в 2015 г. согласно полученной концептуальной модели на одном из месторождений на пласт БВ4 была пробурена многоствольная скважина. По утвержденной модели участок залежи имел малые толщины, находился в непосредственной близости от контура нефтеносности и не представлял перспектив в плане рентабельной добычи нефти. Однако исходя из нового представления о геологическом строении он был рекомендован к бурению. Пробуренная скважина полностью подтвердила прогноз, получен запланированный устойчивый дебит нефти. В настоящее время по другим залежам пластов БВ3-5 также локализованы остаточные запасы и предложены мероприятия для их извлечения.

Таким образом, при текущей изученности месторождений существует необходимость обновлять региональные концептуальные модели как для локализации остаточных запасов, так и для выявления пропущенных интервалов и перспективных зон, не вовлеченных в разработку. Практический опыт Научно-Технического Центра «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») показывает, что пересмотр региональных моделей с коррекцией на историю разработки залежей необходим, так как может дать существенный экономический эффект при дальнейшем использовании подобных моделей в процессе планирования бурения и проведения геолого-разведочных работ на исследуемых площадях.

Список литературы

1. Атлас — геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа/ Э.А. Ахпателов, В.А. Волков, В.Н. Гончарова [и др.]. — Ханты-Мансийск: ИздатНаукСервис, 2004. — 148 с.

2. Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа. — М.: Недра, 1974. — 80 с.

3. Шпильман А.В., Мясникова Г.П., Плавник Г.И. Атлас — геологическое строение и нефтегазоносность неокомского комплекса Ханты-Мансийского автономного округа — Югры. — Ханты-Мансийск: ИздатНаук-Сервис, 2007. — 191 с.

4. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. — Л.: Недра, 1984. — 260 c.

5. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом /Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. — М.-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. — 261 с.

6. Burdine N.T. Relative Permeability Calculations from Pore Size Distribution Data // Trans. AIME. — 1953. — № 71. — С. 71–77.

Возврат к списку