CC BY
15
ГЕОЛОГИЯ
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-10-14
УДК 550.8:553.98 I Научная статья
Анализ поля сейсмоклассов при моделировании палеоврезов викуловских отложений на примере секторной модели Красноленинского свода Западной Сибири
Бембель М.Р.
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия mrbembel@tnnc.rosneft.ru
Аннотация
В процессе создания геолого-гидродинамических моделей и проектирования разработки объектов, приуроченных к викуловской свите, сложнейшей задачей является картирование и дальнейшее пространственное моделирование так называемых палеоврезов. Процесс построения концептуальной геологической модели объекта ВК включает в себя идентификацию врезанных речных долин в отложениях викуловской свиты по комплексу критериев, установленных по данным сейсморазведки, геофизические исследования скважин ГИС и керна. Песчаники заполнения комплекса врезанных долин характеризуются более крупнозернистой структурой и лучшими фильтрационно-емкостными свойствами. Водонефтяной контакт в этих отложениях ниже, чем во вмещающих породах, а дебиты выше. Геометрия перспективных залежей в пределах палеорусел контролируется распределением песчаников-коллекторов в пределах заполнения долин.
Материалы и методы
Выполнен статистический анализ скважинных данных, рассчитаны трендовые поля коэффициента песчанистости, положения водонефтяного контакта.
Ключевые слова
палеоврез, поле параметра сейсмоклассов, видимая частота отраженной волны, прогнозная карта песчанистости
Для цитирования
Бембель М.Р. Анализ поля сейсмоклассов при моделировании палеоврезов викуловских отложений на примере секторной модели Красноленинского свода Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 8. С. 10-14. 001: 10.24412/2076-6785-2022-8-10-14
Поступила в редакцию: 10.11.2022
GEOLOGY UDC 550.8:553.98 I Original Paper
Analysis of the field of seismic classes in the modeling of paleo cuts of the vikulov deposits on the example of the sector model of the Krasnoleninsky arch of Western Siberia
Bembel M.R.
"Tyumen petroleum research center" LLC, Tyumen, Russia mrbembel@tnnc.rosneft.ru
Abstract
In the process of creating geological and hydrodynamic models and designing the development of objects associated with the vikulov formation, the most difficult task is mapping and further spatial modeling of the so-called "paleo cuts". The process of constructing a conceptual geological model of the object VK (vikulov formation) includes the identification of embedded river valleys in the deposits of the vikulov formation according to a set of criteria established according to seismic data, geophysical studies of wells and core. Sandstones of the embedded valley complex filling are characterized by a coarser-grained structure and better filtration and capacitance properties. The oil-water contact in these deposits is lower than in the host rocks, and the flow rates are higher. The geometry of prospective deposits within paleorusels is controlled by the distribution of reservoir sandstones within the valley fill.
Materials and methods
A statistical analysis of borehole data was performed, the trend fields of the sandiness coefficient and the positions of the oil-water contact were calculated.
Keywords
inflow control, inflow control devices, carbonate reservoir, oil and gas field
For citation
Bembel M.R. Analysis of the field of seismic classes in the modeling of paleo cuts of the vikulov deposits on the example of the sector model of the Krasnoleninsky arch of Western Siberia. Exposition Oil Gas, 2022, issue 8, P. 10-14. (In Russ). DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-10-14
Received: 10.11.2022
10 ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ ДЕКАБРЬ 8 (93) 2022
Рис. 1. Временной разрез 3D сейсмического куба, «выровненный» на горизонт М1 Fig. 1. A time section of a 3D seismic cube, "aligned" to the Ml horizon
В последнее время на месторождениях Западной Сибири отмечается устойчивая тенденция снижения добычи нефти по причине перехода наиболее крупных по запасам высокопродуктивных залежей нефти на завершающие стадии разработки. Так, на территории ХМАО за последние 14 лет добыча нефти снизилась более чем на 35 млн т [1].
Нижнемеловые отложения викуловской свиты являются важным продуктивным объектом Западной Сибири. Нефтеносность связана преимущественно с мелководно- и при-брежно-морскими песчаниками пласта ВК (викуловская свита), характеризующимися значительной протяженностью. Местами выдержанный стратиграфический разрез нарушается, что ранее объяснялось латеральным литолого-фациальным замещением либо врезанием течений или «подводных русловых потоков» (по А.Л. Медведеву )[2]. Несмотря на разные представления о строении отложений, существовала параллельно-пластовая модель викуловского резервуара, в соответствии с которой продуктивные пласты прослеживались повсеместно.
Объект и методы исследования
Нарушение выдержанного характера викуловских отложений отчетливо прослеживается на сейсмическом разрезе (рис. 1). По данным сейсморазведки, ГИС и керна аномалии продуктивного разреза, вероятнее всего, могут быть идентифицированы как комплекс заполнения врезанных речных долин, образовавшихся в результате относительного падения уровня моря. Объекты этого типа имеют важное стратиграфическое, экономическое и прогностическое (нефте-поисковое) значение, что обуславливает актуальность изучения врезанных долин как для локального поиска залежей литологиче-ского и структурно-литологического типов,
так и для регионального прогноза нефтегазоносных осадочных систем, ассоциированных с относительным падением уровня моря [2].
Континентальные перерывы, связанные с относительным падением уровня моря, во многих случаях трудны для выявления. Почвы, маркирующие поверхность несогласия на палео-междуречьях, часто эродируются при последующей трансгрессии — и поверхность перерыва, залегающая в толще морских отложений, трудноопределима даже в керне, не говоря уже о менее разрешенных данных ГИС и сейсморазведки. Важным и часто единственным выраженным признаком относительного падения уровня моря являются речные долины, врезанные в морские осадки [4].
Относительное падение уровня моря сопровождается выходом на дневную поверхность берегового склона и шельфа, размывом морских отложений речными потоками с последующим формированием комплекса генетически связанных осадков, образовавшихся в течение цикла относительных колебаний уровня моря («сиквенс» — по А.Л. Медведеву). Осадочное заполнение врезанных долин формируется в течение периода низкого стояния и последующей трансгрессии и обычно представлено полигенетическим комплексом аллювиальных и морских осадков, характеризующихся повышенной песчанистостью, увеличенной толщиной продуктивных пропластков.
Рис. 2. Нормальный фациальный ряд: а — тонкослоистая среда. Нарушенный фациальный ряд: б — толстослоистая среда Fig. 2. Normal facies series: а - thin-layered medium. Disturbed facies series: б - thick-layered medium
В результате перекрытия комплекса заполнения шельфовыми глинами в ходе трансгрессии создаются благоприятные условия для последующего образования литологи-ческих ловушек углеводородов с высоким качеством коллектора, что обуславливает нефтегазопоисковое (экономическое) значение врезанных долин. Считается, что с комплексом заполнения врезанных долин связаны лучшие резервуары в шельфовой части. Согласно оценке, в мире около 25 % всех неструктурных залежей в терригенных коллекторах приурочены к отложениям заполнения врезанных долин, включая и гигантские месторождения нефти [3].
В данной статье автором предлагается как качественная (картирование границ комплекса врезанных долин), так и количественная интерпретация комплекса исходной информации, включающая в себя: • построение лито-фациальной карты;
• построение прогнозной карты песчани-стости объекта;
• построение прогнозной карты положения ВНК (водонефтяного контакта);
• построение прогнозной карты эффективных, нефтенасыщенных толщин.
Результаты статистического анализа поля параметра сейсмокласса по скважинным данным
Построение лито-фациальной карты В процессе построения концептуальной геологической модели объекта ВК врезанные речные долины в продуктивных отложениях викуловской свиты были идентифицированы по комплексу четырех критериев, установленных по данным сейсморазведки, ГИС и керна, среди которых:
• эрозионное срезание вмещающих отложений на поверхности несогласия и подошвенное налегание заполняющих
Рис. 3. Карты сейсмоклассов по данным 30-сейсморазведки (а — дискретная модель/1-5 сейсмоклассы; б — непрерывная модель)
Fig. 3. Maps of seismic classes based on 3D seismic survey data (а - discrete model/1-5 seismic classes; б - continuous model)
Рис. 4. Зависимость коэффициента песчанистости от параметра сейсмокласса. Ось X — параметр непрерывного поля сейсмоклассов (от 1 до 5, рис. 3б). Ось Y — песчанистость
Fig. 4. Dependence of the coefficient of sandiness on the parameter of the seismic class. The X-axis is the parameter of the continuous field of seismic classes (from 1 to 5, fig. 3б). The Y-axis is the sandiness
отложений на борта врезанных долин;
• нарушение нормальной регрессивной последовательности фаций;
• особенности литологического разреза отложений (тонкослоистая — толстослоистая среда);
• особенности сейсмофациального рисунка.
В качестве четвертого критерия автором выбрано поле параметра сейсмоклассов (1-5), имеющего наибольший коэффициент корреляции с рассчитанным коэффициентом песчанистости по скважинными данными (до 0,58) по сравнению с другимисей-смическими атрибутами. Следует отметить, что наивысшим приоритетом (0,74) в поле параметра сейсмоклассов обладает параметр видимой частоты отраженной волны, что очевидно прослеживается на рисунке 3. Параметр амплитуды отражения обладает незначительным приоритетом (0,17), что необходимо, по мнению автора, учитывать и при традиционной интерпретации сейсмического поля. Для минимизации ошибок, вызванных случайными аномалиями, поле дискретного параметра сейсмоклассов предварительно было пересчитано в поле непрерывного параметра сейсмоклассов (1-5) (рис. 3).
Расчет непрерывного поля сейсмоклассов осуществлялся переформатированием дискретного параметра в непрерывный с последующей низкочастотной фильтрацией.
Песчаники заполнения комплекса врезанных долин характеризуются более крупнозернистой структурой и лучшими фильтрационно-емкостными свойствами. Ли-тологический разрез отличается увеличением толщин проницаемых пропластков (рис. 2). Средняя толщина проницаемых пропласт-ков была рассчитана по скважинным данным как общая эффективная толщина в интервале пласта, деленная на коэффициент расчлененности.
Водонефтяной контакт в этих отложениях по данным выборки (36 скважин) на 5-30 м ниже, чем во вмещающих породах (рис. 4), а дебиты (по данным выборки) на 50-300 % выше.
На основе выборки скважинных данных рабочей модели (76 скв.) были построены две зависимости: 1 — коэффициента песчанистости от непрерывного параметра сейсмоклассов (от 1 до 5) (рис. 4), 2 — средней толщины проницаемых пропластков от непрерывного параметра сейсмоклассов (от 1 до 5).
Коэффициент песчанистости интервала ВК был рассчитан как эффективная толщина, деленная на общую мощность пласта ВК.
Полученная полиноминальная трендовая зависимость была использована при построении прогнозной карты средней толщины проницаемых пропластков по скважинным данным.
Следует отметить, что перепад уровней контакта по данным скважин варьирует от 1 470 до 1 502 м, общий перепад достигает 32 м. Используя полученный тренд зависимости уровня ВНК от средней толщины проницаемых пропластков и прогнозную карту средней толщины проницаемых про-пластков (рис. 7), по скважинным данным была построена прогнозная карта поверхности ВНК (рис. 9).
Линия пересечения полученной прогнозной поверхности уровня ВНК и структурного плана кровли коллектора пласта ВК принята как «скорректированный по результатам анализа контур ВНК» (рис. 9).
• • скважины выбоки (76 скв.) / sampling wells (76 wells) ■ / контур BHK / OWC contour
1 2 3 4 5
10 I I —:
1 2 3 A 5
Сейсмокласс Seismic class
Рис. 5. Карта песчанистости, полученная по скважинным данным с использованием полиноминального тренда Fig. 5. A map of sandiness obtained from borehole data using a polynomial trend
Рис. 6. Зависимость средней толщины проницаемых пропластков от непрерывной функции сейсмоклассов
Fig. 6. Dependence of the average thickness of permeable interlayers on the continuous function of seismic classes
пробуренные скважины / drilled wells
0 2 4 6 8 10
У = 10,2х In И + 1477,3
= 0,7 • 2
• •
• « • •
♦ у/* • •
А* У • • *
« • •
/ • •
0 2 4 6 8 10
Толщина пропластка, м Thikness of the interlayer, m
Рис. 7. Прогнозная карта средней толщины Рис. 8. Зависимость уровня ВНК от средней толщины проницаемых пропластков
проницаемых пропластков Fig. 8. The dependence of the level of OWC on the average thickness of permeable interlayers Fig. 7. Forecast map of the average thickness of permeable interlayers
Выводы
Высокая продуктивность комплекса заполнения врезанных долин доказана на площади месторождения. Залежь приурочена к локальному структурному поднятию, в то же время его геометрия контролируется распределением песчаников-коллекторов в пределах заполнения долин.
Песчаники заполнения характеризуются более крупнозернистой структурой и лучшими фильтрационно-емкостными свойствами. Водонефтяной контакт в этих отложениях на 5-30 м ниже, чем во вмещающих породах (рис. 5), а дебиты на 50-300 % выше.
Перспективы нефтегазоносности, открывающиеся в результате идентификации врезанных долин, связаны с выявлением самостоятельных подобных объектов в верхней части викуловской свиты.
В качестве поисковых критериев могут использоваться: эрозионное срезание вмещающих отложений на поверхности несогласия и подошвенное налегание заполняющих отложений на борта врезанных долин, нарушение нормальной регрессивной последовательности фаций, особенности литологического разреза отложений, особенности сейсмофа-циального рисунка.
Итоги
В результате проведенного статистического анализа скважинных данных (выборка из 36 скважин), построенной карты сейсмоклассов были получены зависимости:
• коэффициента песчанистости от параметра сейсмокласса;
• средней толщины проницаемых про-пластков от непрерывной функции сейсмоклассов;
• уровня ВНК от средней толщины проницаемых пропластков.
Полученные зависимости использованы в качестве трендов при построении:
— • — контур изначально принятого уровня ВНК/contour of the accepted level of OWC
— . _ скорректированный по результатам анализа контур ВНК / adjusted by the results the analysis contour of the OWC
i контур выявленной врезанной речной долины / contour of the paleo cut river valley пробуренные скважины/ drilled wells
Рис. 9. Прогнозная карта поверхности ВНК (цветом) на стуктурном плане кровли коллектора ВК (изолинии без цвета)
Fig. 9. Forecast map of the surface of the VNK (colored) on the structural plan of the roof of the collector VK (isolines without color)
• карты песчанистости;
• карты средней толщины проницаемых пропластков;
• карты уровня водонефтяного контакта. Наиболее важным результатом работы следует считать построение карты ВНК в нераз-буренной части залежи, необходимой для проектирования дальнейшего бурения и разработки объекта.
Литература
1. Казенков В.А. Сырьевая база углеводородов и региональные особенности распространения залежей в тюменской свите и ее аналогах
в Западной Сибири // Бурение и нефть. 2016. № 3. С. 3-11.
2. Медведев А.Л., Лопатин А.Ю.,
Зверев К.В. Фациальная модель пластов ВК1-3 викуловской свиты Каменного месторождения (Западная Сибирь) // 8-я научно-прикладная конференция EAGE по геологической разведке и разработке нефти и газа. Сентябрь, 2006.
3. Бойд Р.Т.Дж., Далримпл Р.В., Зейтлин Б. Системы врезанных долин: происхождение и осадочные последовательности // Society for Sedimentary Geology, 01/1994. (In Eng).
4. Александров А.А., Габдраупов О.Д., Девяткова С.Г., Сонич В.П. Петрофизическая основа влияния глинистых пород, пластов и экранов на показатели разработки залежей. Нефтяное хозяйство, № 2, 2016,
С. 38-43.
ENGLISH
Conclusions
The high productivity of the embedded valley filling complex has been proven on the field area. The deposit is confined to a local structural uplift, at the same time its geometry is controlled by the distribution of sandstone reservoirs within the filling of the valleys. Filling sandstones are characterized by a coarser-grained structure and better filtration and capacitance properties. The oil-water contact in these deposits is 5-30 meters lower than in the host rocks (fig. 5), and the flow rates are 50-300 % higher.
The prospects for oil and gas potential that open up as a result of the identification of embedded valleys are associated with the identification of independent similar objects in the upper part of the Vikulov formation. As search criteria, the following can be used: erosive cutting of the enclosing sediments on the surface of the disagreement and plantar overlaying of filling sediments on the sides of embedded valleys, violation of the normal regressive sequence of facies, features of the lithological section of sediments, features of the seismic facies pattern.
Results
As a result of the statistical analysis of borehole data (sample of 36 wells), a map of seismic classes were obtained:
• sandstone coefficient from the seismic class parameter;
• average thickness of permeable interlayers from the continuous function of seismic classes;
• the level of water-oil contact from the average thickness of permeable interlayers.
The obtained dependencies were used as trends in the construction of maps:
• sandiness maps;
• maps of average thickness of permeable interlayers;
• maps of the water-oil contact level.
The most important result of the work should be considered the construction of the water-oil contact map in the undrilled part of the deposit, which is necessary for designing further drilling and development of the object.
References
1. Kuzenkov V.A. The raw material base of hydrocarbons and regional features of the distribution of deposits in the Tyumen formation and its analogues
in Western Siberia. Drilling and oil, issue 3, 2016, P. 3-11. (In Russ).
2. Medvedev A.L., Lopatin A.Yu., Zverev K.V.
Facies model of the VK1-3 formations of the Vikulov formation of the Kamenny deposit (Western Siberia). 8th EAGE Scientific and Applied Conference on Geological Exploration and Development of Oil and Gas, September 2006. (In Russ).
3. Dalrymple R.W., Boyd R., Zaitlin B.A. Incised-Valley Systems: Origin and Sedimentary
Sequences. SEPM Society for Sedimentary Geology, 1994, Vol. 51. 391 p. (In Eng).
4. Alexandrov A.A., Gabdraupov O.D.,
Devyatkova S.G., Sonich V.P. Petrophysical basis of the influence of clay rocks, layers and screens on the indicators of deposit development. Oil Industry, 2016, issue 2, P. 38-43. (In Russ).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Бембель Михаил Робертович, главный специалист управления по ГРМ АО «Самотлорнефтегаз»,
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия Для контактов: bembelmr@tnnc.rosneft.ru
Bembel Mikhail Robertovich, chief specialist of the department for timing "Samotlorneftegaz" JSC, "Tyumen petroleum research center" LLC, Tyumen, Russia Corresponding author: bembelmr@tnnc.rosneft.ru
