CC BY
18
ГЕОЛОГИЯ
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-40-43
УДК 550.8.053 I Научная статья
Фациальные обстановки отложений неокома северной части Приобского нефтяного месторождения
Галиев Р.Р.1, Абдрахимов Р.И. , Волошина А.А.1, Новиков А.П.1
ЮОО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия, 2ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия
Аннотация
В работе представлены результаты построения фациальной модели неокомских отложений северной части Приобского нефтяного месторождения на основе сейсмофациального анализа и интерпретации керновой и геофизической скважинной информации.
Для получения качественных результатов анализа использован инструмент интерпретации, основанный на технологии «нейронных сетей». Применен статистический подход при определении оптимального количества сейсмоклассов. Новая литолого-фациальная модель более точно отражает состояние запасов нефти, легла в основу геологического представления о строении месторождения, защищенного в 2020 году, использовалась при принятии проектных решений, позволив увеличить динамику добычи.
Материалы и методы
Рассматриваемый участок изучен 194 скважинами с отбором керна и сейсморазведочными исследованиями в объеме более 2 800 км2. Для проведения сейсмофациального анализа по целевым интервалам меловых отложений использовано программное обеспечение трехмерной сейсмостратиграфической интерпретации Stratimagic компании Paradigm. Были привлечены материалы работ [1] и [2], описывающие региональное развитие
мезозойско-кайнозойских отложений на территории Приобской нефтегазоносной зоны.
Ключевые слова
фациальные обстановки осадконакопления, клиноформенные отложения, сейсмофациальный анализ, керн, ГИС, атрибутный анализ
Для цитирования
Галиев Р.Р., Абдрахимов Р.И., Волошина А.А., Новиков А.П. Фациальные обстановки отложений неокома северной части Приобского нефтяного месторождения // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 7. С. 40-43. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-40-43
Поступила в редакцию: 02.11.2022
GEOLOGY UDC 550.8.053 I Original Paper
Facies conditions of neocomian deposits of the northern part of the Priobskoye oil field
Galiev R.R.1, Abdrahimov R.I.2, Voloshina A.A.1, Novikov A.P.1
1"RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa, Russia, 2"Tyumen petroleum research center" LLC, Tyumen, Russia [email protected]
Abstract
The paper presents the results of constructing a facies model of the Neocomian deposits of the northern part of the Priobskoye oil field based on seismic facies analysis and interpretation of core and geophysical well information.
To obtain qualitative analysis results, an interpretation tool based on the technology of "neural networks" was used. A statistical approach is applied to determine the optimal number of seismic classes.
The new lithological-facies model more accurately reflects the state of oil reserves, formed the basis of the geological representation of the structure of the field protected in 2020, was used in making design decisions, allowing to increase the dynamics of production.
Materials and methods
The site under consideration has been studied by 194 wells with core sampling and seismic surveys in the amount of more than 2 800 km2. The software of the three-dimensional seismostratigraphic interpretation of Stratimagic by Paradigm company was used to carry out seismic facies analysis for the target interval of Cretaceous sediments. The materials of works [1] and [2] describing the regional development
of Mesozoic-Cenozoic deposits on the territory of the Priobskaya oil and gas bearing zone were involved.
Keywords
facies sedimentation conditions, clinoform deposits, seismofacial analysis, core, GIS, attribute analysis
For citation
Galiev R.R., Abdrahimov R.I., Voloshina A.A., Novikov A.P. Facies conditions of neocomian deposits of the northern part of the Priobskoye oil field. Exposition Oil Gas, 2022, issue 7, P. 40-43. (In Russ). DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-40-43
Received: 02.11.2022
40 ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ НОЯБРЬ 7 (92) 2022
Актуальность
Прогнозирование изменений свойств осадочных отложений является актуальной задачей на всех стадиях разведки и разработки месторождения. Геофизические методы исследования, такие как сейсмораз-ведочные, на сегодняшний день становятся обязательным условием полноценного изучения месторождений. Однако такие методы имеют большую погрешность в интерпретации данных, но без них невозможен процесс выбора участков месторождения для дальнейшего более детального анализа [3].
Помехой для проведения сейсмофаци-ального анализа могут послужить: ограниченный спектр сейсмических сигналов, плохое качество записи, наличие большого числа влияющих геологических факторов, которые приводят к неоднозначной интерпретации параметров волновых полей [4, 5]. В связи с этим в данной работе рассмотрен подход проведения сейсмофациального анализа с опорой на керновую и геофизическую сква-жинную информацию, включающую оценку форм сейсмотрасс, подбор оптимального количества классов для построения информативных карт и использование пропорциональных срезов по кубу амплитуд.
Отложения осадочного чехла Западной Сибири в основном представлены терри-генными породами. Их промысловые характеристики зависят от множества факторов, в том числе от условий формирования [6]. Знания обстановки осадконакопления значительно облегчают задачу прогнозирования пород-коллекторов на всех этапах освоения месторождения [7].
Наиболее перспективными являются отложения ачимовской толщи, которые представлены ловушками неструктурного типа и характеризуются литологической изменчивостью коллекторов. В таких условиях анализ изменения характеристик сейсмической записи является первым шагом для оценки изменения фациальной неоднородности резервуара.
Согласно общепринятой методике сей-смофациального анализа, подбор количества классов форм сейсмических сигналов проводится на основе знаний об обстановках осадконакопления и определения комплексов фаций по керну и геофизических исследований скважин (ГИС). Авторы статьи предлагают дополнительно использовать фактор оптимального количества сейсмоклассов, что позволяет детализировать итоговые прогнозные карты распространения песчаных тел и таким образом повысить достоверность геологических карт.
Цель работы
Целью данной работы является восстановление фациальных обстановок осад-конакопления пластов ачимовской толщи северного участка Приобского нефтяного месторождения по результатам сейсмических исследований в комплексе со скважинной информацией. Данный подход использован для решения следующих задач: уточнение границ распространения залежей; построение карт эффективных нефтенасыщенных толщин с учетом обстановок осадконакопления и сейсмической информации; корректировка стратегии разбуривания месторождения.
Результаты и обсуждения
Согласно теории, при помощи сейсморазведки можно определить аномалии волнового поля, которые обусловлены различным
Рис. 1. Методика проведения сейсмофациального анализа Fig. 1. Methodology of seismic facies analysis
распространением волн в горных породах. Одним из параметров волнового поля являются динамические характеристики, которые находят отражение в сейсмической трассе. Изменение динамических характеристик связано с изменением литологии пласта, петрофизических свойств породы. Сейсмо-фациальный анализ, выполненный на исследуемой территории, подразумевает анализ сейсмических трасс, а именно их форм [8]. Так, породы, сформировавшиеся в единых палеогеографических условиях, должны иметь идентичную форму трассы. Вследствие этого ранжирование трасс является одной из основных задач сейсмофациального анализа. На практике разрешающая способность сейсмических исследований бывает недостаточной для фациальной детализации разрезов скважин, как по колонкам керна и ГИС [9]. В этом случае аномалии волнового поля сопоставляются не с отдельно взятой фацией, а с комплексом фаций, например, фаций конусов выноса (распределительные каналы, песчаные лопасти). При этом отождествление аномалий волнового поля с подобным комплексом фаций вполне оправдано для целей картирования границ распространения крупных песчаных линз глубоководных конусов выноса, как в рассматриваемом примере.
Сейсмофациальный анализ является давно испытанным и апробированным инструментом сейсмогеологии, который основывается на привязке сейсмических аномалий, выделяемых по форме сейсмотрасс, с информацией, полученной по скважинам (рис. 1).
Результатом проведения сейсмофациального анализа (рис. 1) является прогнозирование литологии межскважинного пространства.
На первоначальном этапе работы были определены фации по разрезу скважин с керном, типовые каротажные диаграммы, соответствующие тем или иным фациальным комплексам, и закартированы условные границы распространения данных фациальных комплексов. Рассматриваемый клиноформный пласт представлен двумя типами отложений: мелководно-морские и глубоководно-морские. К мелководно-морским отнесены фации шельфовых баров, характеризующиеся «вытянутостью» в северо-восточном направлении. К глубоководно-морским отнесены фации лопастей конусов выноса, а также па-леоканалы, по которым проходила разгрузка осадочного материала [10, 11].
На рисунке 2 представлена литофа-циальная модель пласта, построенная по данным ГИС и керна. Мелководно-морской тип осадконакопления однозначно
определяется по скважинным данным (косая и волнистая слоистость по керну, высокая степень сортировки осадков, характерная регрессивная форма кривых ПС и ГК). Граница распространения данного типа отчетливо прослеживается по характерным признакам (керн, ГИС) и вытянута в субмеридиональном направлении — зоны 1, 2, 3 на рисунке 2.
Субпараллельно кромке палеошель-фа формировались отложения склонового шлейфа. Западнее склона пласт представлен глинистыми отложениями дна палео-бассейна и глубоководных конусов выноса, наложенных друг на друга (по данным ГИС и керна). Палеоструктурный план по отражающему горизонту (ОГ) в подошве пласта подтверждает мелководный тип осадков пласта в восточной части месторождения и глубоководный — в северо-западной и юго-западной частях изучаемого района. Отличительной особенностью западной части пласта являются обширные зоны глинизации (зона дна палеобассейна), которые значительно отличаются по литологическому составу от зон лопастей выноса. Данное обстоятельство находит отражение и в изменении волновых характеристик на карте сейсмоклассов.
Кластеризация сейсмических трасс и построение карт сейсмоклассов является следующим этапом работ. Как правило, процесс кластеризации заключается в визуальной идентификации рисунков отражения сейсмических трасс и распределения их по классам фаций [12]. Подобный интерпретационный процесс имеет ряд существенных недостатков и требует больших временных затрат в случае ручной обработки, что вносит в результаты анализа значительный авторский субъективизм. Программный комплекс трехмерной сейсмической стратиграфической интерпретации использует технологию «нейронной сети» (neural network), которая способна распознавать и классифицировать сейсмические трассы по разнообразию их формы записи. Процедура предусматривает создание «интерпретационного окна» между соседними ОГ, в котором рассматриваются волновые аномалии, представляющие поисковый интерес. Конечной целью изучения исследуемого интервала является построение карты фаций.
Обработка сейсмических данных также подразделяется на два этапа. На первом этапе различные формы трасс в рассматриваемом интервале анализируются «нейронной сетью», которая создается последовательностью синтетических трасс. Эта последовательность хорошо представляет многообразие форм в интервале и организует синтетические
Рис. 2. Схема распространения фаций по данным ГИС и керна Fig. 2. Scheme of facies distribution according to GIS and core data
Рис. 4. Карта сейсмофаций по кубу сейсмических амплитуд Fig. 4. A map of seismophations along the cube of seismic amplitudes
трассы, придавая каждой из них цвет и номер. На втором этапе по порядку определяется степень тождественности каждой трассы в интервале со всеми синтетическими, присваивается цвет и номер той, с которой она лучше совпадает [13]. Полученные результаты используются для построения 2D-кар-ты сейсмических фаций, которая является картой сходства реальных трасс с рядом синтетических.
Одной из задач при группировке сейсмо-трасс является определение достаточного количества классов, к которым следует относить сейсмические трассы. Для различных обстановок осадконакопления данный параметр варьируется, однако должен отражать все возможные фациальные зоны на исследуемой территории. Как правило, участок
Рис. З.График зависимости коэффициентов корреляции между модельными трассами исходя из количества модельных трасс Fig. 3. Plot of correlation coefficients between model traces, depending on the number of model traces
недр не всегда бывает разбурен достаточным количеством скважин, вследствие чего не все фациальные зоны могут быть вскрыты, а значит общее количество фаций (комплекса фаций) неизвестно [14]. Поэтому авторы предлагают использовать статистический подход при определении оптимального количества классов. Смысл подхода заключается в том, чтобы определить количественные критерии отличия типовых трасс друг от друга при изменении числа классов. Для этого были рассчитаны карты сейсмофаций с количеством классов в диапазоне от пяти до 30. Далее были рассчитаны коэффициенты взаимной корреляции между полученными модельными трассами, соответствующими классам сейсмофаций. Как видно из графика (рис. 3), оптимальное количество модельных трасс составляет 15, так как после этого происходит эффект «насыщения» — и модельные трассы перестают отличаться друг от друга и не несут новой информации.
Карта сейсмофаций рассчитывалась между ОГ, которые отождествляются с кровлей и подошвой соответствующего пласта. Следующим действием было сопоставление карты геологических фаций и сейсмической информации (карта сейсмоклассов) и итоговое картирование границ фациальных зон и границ замещения коллектора.
Глубоководная залежь на севере рассматриваемого района, по данным интерпретации сейсмических данных, представлена как минимум тремя конусами выноса, наложенными друг на друга (рис. 4). Эффективная толщина изменяется от 1,4 до 29,8 м. Таким образом, использование сейсмических
данных позволило достоверно определить южные и западные границы распространения залежи и значительно их расширить.
Мелководно-морские отложения рассматриваемого объекта охвачены сейсмическими исследованиями только в северо-восточной части месторождения. На картах сейсмофаций прослеживается субмеридиональная вытянутость цветовых областей, что указывает на выдержанность литологии и свойств в данном направлении. Эффективная толщина изменяется от 1,1 до 9,7 м.
В результате построения литолого-фаци-альной модели месторождения достоверно определены границы песчаной линзы глубоководной залежи на севере месторождения, что позволило оптимизировать систему разработки; сменить тип заканчивания добывающих скважин; в местах наложения конусов выноса уплотнить проектную сетку; в краевых частях реализовать рядное уплотнение горизонтальными скважинами. Выполненный комплекс мероприятий позволил повысить эффективность разработки: выбрать оптимальный способ заканчивания скважин и повысить качество прогнозных показателей новых скважин. По результатам бурения скважин 2020-2021 гг., пробуренных в краевых частях конусов выноса, запускной дебит нефти горизонтальных скважин в 2,5 раза превышает дебит наклонно направленных скважин.
Итоги
В результате проведенного сейсмофациаль-ного анализа отложений неокома северной
42
ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ НОЯБРЬ 7 (92) 2022
части Приобского нефтяного месторождения уточнены границы залежи и распределение свойств коллектора в межскважинном пространстве для целей оптимизации разработки месторождения.
Выводы
Итоговая литолого-фациальная модель легла в основу принятия решений при планировании системы разработки месторождения, которые позволили увеличить динамику добычи нефти.
Литература
1. Карогодин Ю.Н. и др. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-литмологический аспект. Новосибирск: СО РАН, 1996. 252 с.
2. Конторович В.А. Мезозойско-кайнозойская тектоника
и нефтегазоносность Западной Сибири // Геология и геофизика. 2009. Т. 50. № 4. С. 461-474.
3. Авербух А.Г., Чернобыльская А.М., Хавкин В.С. Математическое моделирование волновых полей как основа комплексной интерпретации сейсмической, промыслово-геофизической и геологической информации. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. 79 с.
4. Гогоненков Г.Н. Изучение детального строения осадочных толщ сейсморазведкой. М.: Недра, 1987. 222 с.
5. Крылов Д.Н., Кучеря М.С., Наумова Л.А., Рыбальченко В.В. Особенности проведения сейсмофациального анализа по данным оптимизированной статистической фильтрации площадных характеристик отраженных волн // Геология нефти и газа. 2013. № 1.
С. 59-67.
6. Карогодин Ю.Н. Ритмичность осадконакопления и нефтегазоносность. М.: Недра, 1974. 177 с.
7. Егоров С.В., Приезжев И.И. Сейсмогеологическое моделирование с целью определения влияния полноты исходной информации и геологических условий на результат прогноза емкостных свойств коллекторов по сейсмическим данным // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2020. Т. 15. № 2.
С. 1-12.
8. Бондарев В.И. Сейсморазведка // Современные проблемы науки
и образования. 2009. № 1. С. 81-82.
9. Байков В.А., Рыкус М.В., Рыжиков Е.А., Ахметов Ч.Р. Применение математических технологий обработки данных каротажа
при построении фациальных моделей терригенных пород-коллекторов // Нефтяное хозяйство. 2019. № 9. С. 12-15.
10. Буторин А.В. Строение продуктивного клиноформного пласта по данным сейсморазведки // Геофизика. 2015. № 1. C. 10-18.
11. Жарков А.М. Особенности геологического строения и прогноз распространения залежей углеводородов в ачимовской толще Западной Сибири // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2016. Т. 11. № 4. 10 с.
12. Ольнева Т.В. Сейсмофациальный анализ. Образы геологических процессов
и явлений в сейсмическом изображении. СПб.: Нефтегазовый инжиниринг, 2017. 152 с.
13. Абдрахимов Р.И., Галиев Р.Р., Сулейманов Д.Д. Комплексная интерпретация данных сейсморазведки для прогноза распространения песчаных тел и повышения эффективности бурения //Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2011. №. 3. С. 4-7.
14. Приезжев И.И., Солоха Е.В., Манрал С. Фациальный анализ по форме сейсмического сигнала // Геофизика. 2014. № 1. С. 63-67.
ENGLISH
Results
As a result of the seismic facies analysis of the Neocomian deposits of the northern part of the Priobskoye oil field, the boundaries of the deposit and the distribution of reservoir properties in the inter-well space were clarified for the purpose of optimizing the development of the field.
Conclusions
The final lithofacial model formed the basis for decision-making when planning the field development system, which allowed to increase the dynamics of oil production.
References
1. Karogodin Yu.N. The Priob oil zone in West Siberia: System-lithmological aspect. Novosibirsk: SB RAS, SPC UIGGM, 1996, 252 p. (In Russ).
2. Kontorovich V.A. The meso-cenozoic tectonics and petroleum potential of West Siberia. Geology and geophysics, 2009, Vol. 50, issue 4, P. 461-474. (In Russ).
3. Averbukh A.G., Chernobylskaya A.M., Havkin V.S. Mathematical modelling
of wave fi elds as a foundation of complex interpretation of seismic, fi eld geophysical and geological information. Moscow: VNIIOENG, 1985, 79 p. (In Russ).
4. Gogonenkov G.N. Exploring the detailed structure of sedimentary strata by seismic survey. M.: Nedra, 1987, 222 p. (In Russ).
5. Krylov D.N., Kucherya M.C., Naumova L.A., Ribalchenko V.V. Distinctive features
of seismic attributes facial analysis based on optimized surface statistic filtration. Oil and gas geology, 2013, issue 1,
P. 59-67. (In Russ).
6. Karogodin Yu.N. The rhythm
of sedimentation and oil and gas. M.: Nedra, 1974, 177 p. (In Russ).
7. Egorov S.V., Priezzhev I.I. Seismogeological modeling in order to determine the influence of the completeness of initial information and geological conditions
on the result of forecast of poro-perm reservoirs properties. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya I Praktika. 2020, Vol. 15, issue 2, P. 1-12. (In Russ).
8. Bondarev V.I. Seismic prospecting. Modern Problems of Science and Education. Surgery, 2009, issue 1, P. 81-82. (In Russ).
9. Baykov V.A., Rykus M.V., Ryzhikov Ye.A., Akhmetov Ch.R. Use of mathematical technologies for processing geophysical logging to build facial models of terrigenous reservoir rocks. Oil industry, 2019, issue 9, P. 12-15. (In Russ).
10. Butorin A.V. Structure of productive clinoform horizon by seismic data.
Geophysics, 2015, issue 1, P. 10-18. (In Russ).
11. Zharkov A.M. Geological structure and forecast of hydrocarbon accumulation distribution in Achimov formation
of Western Siberia. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika, 2016, Vol. 11, issue 4, 10 p. (In Russ).
12. Olneva T.V. Seismofacial analysis. Images of geological processes and phenomena in seismic imaging. St. Petersburg: Oil and gas engineering, 2017, 152 p. (In Russ).
13. Abdrahimov R.I., Galiev R.R., Sulejmanov D.D. Comprehensive interpretation of seismic data for forecasting the spread of sand bodies and improving drilling efficiency. Scientific and technical bulletin
"NK "Rosneft" JSC, 2011, issue 3, P. 4-7. (In Russ).
14. Priezzhev I.I., Soloxa E.V., Manral S. Facies analysis by seismic waveform. Geophysics, 2014, issue 1, P. 63-67. (In Russ).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Волошина Анастасия Александровна, главный специалист, Voloshina Anastasia Alexsandrovna, main specialist,
ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия "RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa, Russia
Для контактов: [email protected] Corresponding author: [email protected]
Галиев Руслан Рамилович, эксперт, ООО «РН-БашНИПИнефть», Galiev Ruslan Ramilovich, expert, "RN-BashNIPIneft" LLC,
Уфа, Россия Ufa, Russia
Абдрахимов Роберт Иршатович, старший менеджер, Abdrakhimov Robert Irshatovich, senior manager,
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия "Tyumen petroleum research center" LLC, Tyumen, Russia
Новиков Андрей Петрович, заместитель начальника управления, Novikov Andrey Petrovich, deputy head of the department,
ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия "RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa, Russia
