Сейсмофациальное и петрофациальное моделирование пластов Сиговской свиты как инструмент снятия неопределенностей при построении 3D геологической модели резервуара

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2019 - № 4(14). – С. 20-25

УДК 550.8.072

К.В. Зверев, С.А. Редина, С.В. Ибрагимова, Е.А. Жуковская,
Т.В. Ольнева, д.г.-м.н., Ш.В. Мухидинов, В.А. Орлов
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронные адреса: Redina.SA@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: врезанная долина, колебания уровня моря, сиговская свита, приливно-отливный режим, эстуарий, сейсмофации, петротипы

Достоверные сейсмофациальная и петрофациальная модели являются инструментом для снятия неопределенностей при построении 3D геологической модели резервуара. В последние годы в «Газпром нефти» подтверждена высокая эффективность петрофациального моделирования. Благодаря разработанной технологии информативность комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) существенно возросла. Широкий спектр геолого-петрофизической информации позволяет создавать более детальную геологическую модель месторождения и обоснованно вырабатывать оптимальные решения по разработке продуктивных залежей углеводородов. В свою очередь успешность петрофациального моделирования и обеспечения методики интерпретации ГИС зависит от наличия связи фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта с условиями осадконакопления. Для снижения неопределенностей при оценке резервуаров необходимо проводить детализацию имеющихся представлений о геологическом и фациальном строении месторождений. Уточнение литолого-фациальной модели залежи на основе новых данных способствует локализации положения песчаных тел с улучшенными ФЕС.

Seismiofacies and petrofacial modeling of the Sigovskaya formation as a tool for removing uncertainties in the construction of a 3d geological model of the reServoir

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2019, no. 4(14), pp. 20-25

K.V. Zverev, S.A. Redina, S.V. Ibragimova, E.A. Zhukovskaya,
Т.V.Olneva, Sh.V. Mukhidinov, V.A. Orlov

Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

E-mail: Dymochkina.MG@gazpromneft-ntc.ru, Lezhneva.VA@gazpromneft-ntc.ru

Keywords: incised valley, sea-level changes, sigovskaya formation, tidal regime, estuary, seismic facies, petrotypes

Reliable seismic facies and petrofacial models are a tool for removing uncertainties in the construction of a 3D geological model of a reservoir. In recent years, Gazprom Neft PJSC has confirmed the high efficiency of petrofacial modeling. Owing to the developed technology, the informativity of the complex of geophysical research of wells has increased significantly. A wide range of geological and petrophysical information allows to create a more detailed geological model of the field and reasonably develop optimal solutions for the development of productive hydrocarbon deposits. The success of petrofacial modeling and providing a well log interpretation methodology depends on the presence of a relationship between reservoir properties of the unit and depositional environments. To reduce uncertainties in the assessment of reservoirs, it is necessary to refine the existing ideas about the geological and facies architecture of oil-field. The refinement of the lithofacies reservoir model based on new data helps to localize the position of sand bodies with improved filtration and reservoir properties of the rocks.

DOI: 10.24887/2587-7399-2019-4-20-25

Введение

Регион исследований расположен в Ямало- Ненецком автономном округе Тюменской области. Основной перспективный горизонт представлен прибрежно-морскими отложениями верхнеюрского комплекса, слагающими нижнесиговскую (пласт СГ5-7) и верхнесиговской (пласт СГ1-3) подсвиты, основными источниками сноса для которых служили породы Сибирской платформы, расположенные восточнее и юго-восточнее района исследования. Региональным флюидоупором в данном районе служат морские глинистые отложения яновстановской свиты. Сиговская свита имеет сложное полифациальное строение, обусловленное неоднократными колебаниями относительного уровня моря на протяжении всего периода формирования ее отложений. Накопление продуктивных существенно песчаных отложений пластов СГ1-3 и СГ5-7 происходило в периоды региональных регрессий, связанных с понижением и последующим медленным подъемом относительного уровня моря. В периоды трансгрессий формировались пачки морских глин, ограничивающие пласты. 

Вследствие ограниченности имеющихся скважинных данных по пласту СГ5-7 основное внимание в данной работе уделено результатам изучения пласта СГ1-3 верхнесиговской свиты.

Седиментология отложений Сиговской свиты

Пласт СГ6 в нижней части сиговской свиты имеет наибольшую толщину, представлен мощными (до 46 м) массивными и косослоистыми песчаниками, залегающими с размывом на подстилающих морских аргиллитах нижнесиговской подсвиты. Песчаники пласта имеют многочисленные внутренние поверхности размыва, драпируемые обломками аргиллита и углефицированной древесины. Особенности состава и строения песчаников, а также боковая форма кривой самопроизвольной пляризации (ПС) указывают на их русловый, возможно, речной генезис. Подошва песчаников пласта, фиксируемая по данным геофизических исследований скважин (ГИС) в некоторых скважинах, может объясняться речным размывом подстилающих морских аргиллитов, происходившим в условиях падения относительного уровня моря, с образованием врезанной долины, которая впоследствии заполнялась песчаными отложениями с началом новой фазы подъема уровня моря.

5.PNG

Преимущественно алеврито-глинистые отложения пласта СГ5, согласно залегающие на песчаниках пласта СГ6, формировались в слабодинамичных условиях низменной прибрежной равнины. Пласт имеет слоистое строение, представлен чередованием относительно маломощных (0,5–1,5 м) прослоев песчаных и алеврито-глинистых пород. На прибрежно-континентальный генезис отложений пласта указывает наличие в глинистых разностях пород прослоев угля, трещин синерезиса и остатков корневой системы наземных растений. Отложения пласта характеризуются ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и невыдержанностью коллектора по латерали.

Отложения пласта СГ1-3, залегающие в верхней части сиговской свиты, имеют наиболее сложное полифациальное строение. Сильная фациальная изменчивость отложений пласта фиксируется как по разрезу, так и по площади. Нижний базальный песчаный слой пласта не охарактеризован керном, что не позволяет с уверенностью интерпретировать его генезис. Тем не менее подошва песчаников, отмечаемая по результатам ГИС, предполагает его залегание с размывом на подстилающих морских аргиллитах.

В средней и верхней частях пласта на западе района исследований по данным анализа керна скважинами были вскрыты ритмично-слоистые мелкозернистые песчаники и алевролиты, формировавшиеся в условиях приливно-отливного режима. Образец на рис. 1, а представляет собой ритмично- слоистый мелко-среднезернистый мелкокосослоистый песчаник с глинистыми флазерами и тонкими прослоями темно-серых аргиллитов, отобранный из скв. 4. В средней части образца в песчанике видны сдвоенные глинистые слойки, указывающие на приливно-отливный режим седиментации. В песчаниках и аргиллитах в умеренном количестве присутствуют следы биотурбационной переработки первичного осадка, представленные эвригалийными формами бентосных организмов, выдерживавших колебания солености воды (Asterosoma, Chondrites, Cylindrichnus, Teichichnus, Palaeophycus, Planolites).

В восточной части района исследований на этом же стратиграфическом уровне пласта керном представлены алеврито-песчаные отложения речной дельты (рис. 1, б), проградировавшей в крупный эстуариевый залив с востока в западном направлении. Образец керна представлен деформированным оползанием крупнозернистым песчаником головной части залива, отобранным из скв. 9. Наличие выделяемых по данным ГИС углистых прослоев среди алеврито-глинистых пород, подстилающих дельтовый комплекс отложений, косвенно указывает на проградацию речной дельты в прибрежный залив, в береговой зоне которого развивались прибрежные болота. Маломощные (до 2–3 м) слои чистых глинистых пород, характеризующиеся высокими показаниями гамма-каротажа (ГК), залегающие под дельтовыми песчаниками, интерпретируются как глинистые продельтовые отложения. Корреляция отложений, выделенных по керну из пласта СГ1-3, показана на рис. 1, в.

6.PNG

В нижней части пласта СГ1-3 залегают песчаники, которые во многих скважинах подстилают морские аргиллиты. В запад- ной части района исследований в составе отложений пласта СГ1-3 преобладают песчаники приливно-отливного генезиса, которые перекрываются только аргиллитами центрального бассейна. Накопление приливноотливных фаций происходило во внешней (устьевой) части мезоприливного эстуариевого залива. В восточной части района исследований (скв. 5–9) алеврито-песчаные отложения дельты залива перекрываются приливно-отливными фациями, что свидетельствует о постепенном усилении роли приливно-отливных процессов при накоплении осадков, происходившем по мере заполнения эстуария (см. рис. 1, в).

Наличие на одном стратиграфическом уровне двух совершенно разных по генезису типов отложений может объясняться их формированием в пределах мезоприливного волнового эстуария с влиянием приливов. В мезоприливных эстуариях существуют две зоны седиментации, различающиеся условиями осадконакопления и разделенные центральным водным бассейном: внешняя (устьевая) зона эстуария, накопление осадков в которой обусловлено в основном морскими (приливноотливными и волновыми) процессами, отвечающая западной части района исследований, и внутренняя зона эстуария, осадки в которой накапливались в условиях доминирования речных процессов, отвечающая восточной части района исследований (рис. 2). Резкая подошва пласта СГ1-3, фиксируемая по результатам ГИС, позволяет предположить, что формирование пласта СГ1-3 могло быть связано с затоплением в ходе трансгрессии речной врезанной долины, образованной в период падения относительного уровня моря. На начальном этапе морской трансгрессии на месте врезанной долины сформировался мезоприливный эстуарий. По мере подъема относительного уровня моря постепенное увеличение площади и глубины эстуария привело к усилению влияния приливно-отливных процессов на седиментацию осадков. В результате осадконакопление на заключительной стадии заполнения эстуария могло происходить в основном за счет накопления фаций приливно-отливных отмелей и каналов, которые в конечном счете перекрыли отложения речной дельты залива, формировавшиеся первоначально в восточной части района исследований. Дальнейшее повышение уровня моря привело к частичному волновому размыву ранее накопленных приливно-отливных отложений с образованием в кровле комплекса эстуариевых отложений тонкого покрова биотурбированных мелководно-морских песчаников трансгрессивного слоя (см. рис. 2, фация 8).

Сейсмофациальная модель

С целью прогноза площадного распространения обстановок осадконакопления в целевом интервале исследований был выполнен сейсмофациальный анализ. Для изучения волнового поля применялся метод классификации по форме трассы. Результаты автоматической классификации позволили выполнить сейсмофациальное районирование, выделить зоны, различающиеся по своим сейсмическим характеристикам. Для более детального изучения перспективной структуры применялись методы классификации волнового поля с обучением. В точках скважин извлекалась форма трассы, соответствующая целевому интервалу, полученные данные добавлялись в модельные трассы. Последующая классификация осуществлялась на основе синтезированного модельного ряда. В результате удалось закартировать область в западной части района исследований, имеющую треугольную форму с раскрытием в северо- западном направлении (рис. 3). Эта аномалия находится в районе скважин, где по данным анализа керна были отмечены признаки, характерные для распространения приливно-отливных фаций внешней зоны эстуария. Аномалия отчетливо прослеживается как на срезе по кубу сейсмофаций, так и на картах сейсмических атрибутов. В скв. 1, 2, 4, 5, 6, расположенных в западной части района исследований, образцы керна из верхней части пласта представлены песчаниками приливно-отливного генезиса. Образцы керна из скв. 8 и 9, расположенных в восточной части района исследований, представлены деформированными оползанием песчаниками и алевролитами дельты залива, накопление которых происходило в условиях доминирования аллювиальных процессов (см. рис. 3).
7.PNG
8.PNG

Петрофизическая модель

По результатам седиментологического ана- лиза керна пластов СГ1-3 и СГ5-7 были выделены 10 фациальных типов пород. Анализ зависимостей керн/ГИС (рис. 4) позволил сгруппировать все выделенные фации в отдельные петротипы по схожим петрофизическим свойствам. В пласте СГ1-3 выделены три петротипа, в пласте СГ5-7 – четыре петротипа. На основе полученных данных для каждого петрофизического типа была разработана индивидуальная модель пори- стости, обоснованы граничные значения выделения коллекторов, уточнена модель абсолютной проницаемости. Разработана методика выделения петротипов по данным комплекса ГИС с ошибочной вероятностью 6 %. Разделение на типы выполнено по данным метода ПС aПС и двойному разностному параметру метода ГК gПС. Определены граничные значения aПС и gПС, в пределах которых определяется тот или иной петрофизический тип (см. таблицу). По данным критериям был типизирован разрез, не охарактеризованный керновым материалом. Визуализация формы кривых ПС и ГК используется для подтверждения петротипа. В результате такого уточнения петрофизической модели Западно-Чатылкинского месторождения коэффициент корреляции пористости Кп, определенной по данным ГИС, с пористостью, определенной по результатам анализа керна, увеличился от 0,6 до 0,9, коэффициент корреляции проницаемости от 0,33 до 0,82 (рис. 5).

9.PNG

Заключение

Эффективная разработка нефтегазовых залежей и снижение неопределенностей в процессе освоения месторождения возможны благодаря комплексированию геолого-геофизических данных на основе 3D геологотехнологической модели при непрерывном контроле и анализе управления разработкой залежи. 

10.PNG

На основе комплексного анализа региональных и сейсмических данных, результатов ГИС и изучения керна были созданы сеймофациальная и петрофациальная модели для пластов СГ1-3 и СГ5-7. Выделенные границы фациальных тел позволили провести геометри- зацию залежей методами объектного моделирования. Разработанная методика петрофизи- ческого моделирования дала возможность более точно спрогнозировать распределение запасов по площади, основываясь на различных ФЕС пород разной фациальной природы. Для учета геологических рисков и неопределенностей выполнена вероятностная оценка определения начальных параметров работы скважин, профилей добычи нефти, геологических запасов. По результатам вероятностной оценки добыча нефти (Р10/ Р90) снизилась в 1,8 раза – с 4,6 до 2,6. Диапазон неопределенности по стартовым дебитам уменьшился до минимально возможного уровня. Это позволило дать достоверный прогноз основных показателей, влияющих на разработку месторождения, таких как коэффициент продуктивности, стартовые дебиты и накопленная добыча, а также определить оптимальную схему разработки, что было подтверждено последующим бурением. Таким образом, созданные сейсмофациальная и петрофациальная модели являются надежным инструментом для повышения геологической информативности и достоверности геологических моделей на основе динамических ФЕС.

Список литературы

    1. Boyd R., Dalrymple R.W., Zaitlin B.A. Estuary and incisedvalley facies models. In: Facies Models Revisited (edited by H.W. Posamentier, R.G. Walker) // SEPM Special Publication. – 2006. – V. 84. – Р. 171–234
    2. Dalrymple R.W. Tidal depositional systems. In: Facies Models: Response to Sea Level Change (edited by R.G. Walker, N.P. James) // Geological Association of Canada. – 1992. – P. 195-218.
    3. Van den Berg J.H., Middelkoop H. Scroll bar and chute bar development in meandering rivers. Two contrasting examples: the lower Volga (Russia) and the Allier (France) // Proceedings of the 10th International Symposium on River Sedimentation, August 1-4, 2007, Moscow. – 2007. – V. 5. – Р. 282-300.

    Reference

    1. Boyd R., Dalrymple R.W., Zaitlin B.A. Estuary and incisedvalley facies models. In: Facies Models Revisited (edited by H.W. Posamentier, R.G. Walker) // SEPM Special Publication. – 2006. – V. 84. – Р. 171–234
    2. Dalrymple R.W. Tidal depositional systems. In: Facies Models: Response to Sea Level Change (edited by R.G. Walker, N.P. James) // Geological Association of Canada. – 1992. – P. 195-218.
    3. Van den Berg J.H., Middelkoop H. Scroll bar and chute bar development in meandering rivers. Two contrasting examples: the lower Volga (Russia) and the Allier (France) // Proceedings of the 10th International Symposium on River Sedimentation, August 1-4, 2007, Moscow. – 2007. – V. 5. – Р. 282-300.

Возврат к списку