CC BY
23ГЕОЛОГИЯ
УДК 553.982
А.В. Лобусев1, e-mail: tobusev@gmait.com; А.З. Галиева1, Д.А. Осин1, И.Ю. Фадеев1
1 ФГБОУ ВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Геологическое изучение условий формирования красноцветной толщи нефтяного месторождения Восточный Челекен
В работе приведены результаты комплексного исследования геологического изучения условий формирования красноцветной толщи на примере месторождения Восточный Челекен. Несмотря на высокую степень изученности красноцветной толщи на региональном уровне, в пределах месторождения Восточный Челекен данные продуктивные отложения почти не изучены материалами по исследованию керна. Помимо этого отсутствует общепризнанная концепция разломно-блокового строения продуктивных отложений в пределах месторождения. Идентификация разломов, а также реконструкция условий осадконакопления основывается как на прямой, так и на косвенной геолого-геофизической информации (включая вероятностные методы моделирования), что в данных условиях является необходимым для оптимального освоения запасов углеводородов месторождения. Идентификация разломов производилась как при помощи интерпретации сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ) 2D и 3D, так и по атрибутному анализу кривизны структурных поверхностей. На основании данной интерпретации было выявлено 23 разлома, разбивающих залежь на 19 блоков. Реконструкция осадконакопления проводилась на основе данных ГИС-фации. Были выявлены фации баровых островов, мелководных песчаных тел, забаровых лагун и застойных вод. Пространственное распространение фаций позволило сформулировать концепцию формирования продуктивных отложений в пределах территории месторождения. Красноцветная толща изучаемого месторождения формировалась в прибрежно-морских условиях с большим влиянием дельтовых потоков, носивших переменный характер, в большей степени связанный с энергетикой источников сноса. Выявленные разломы хоть и отражают блоковую структуру фундамента, но являются пост-седиментационными, так как не контролируют распространение фации и зоны макронеоднородности продуктивных отложений.
Ключевые слова: условия осадконакопления, анизотропия, литофациальный анализ, ГИС-фации, Южный Каспий, красно-цветная толща, тектонический анализ, разломно-блоковая структура.
A.V. Lobusev1, e-mail: lobusev@gmail.com; A.Z. Galieva1, D.A. Osin1, I.Y. Fadeev1
1 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University) (Moscow, Russia).
Geological Research of Conditions for Formation of the Red-Color Thickness of Oil Field of Eastern Cheleken
The results of a complex study of the geological study of the conditions for the formation of the red-colored strata are presented in the work, using the example of the Eastern Cheleken field. Despite the high degree of study of the red-colored strata at the regional level, within the Eastern Cheleken deposit these productive deposits are hardly studied by the core. In addition, there is no generally recognized concept of fault-block structure of productive deposits within the field. Identification of faults, as well as reconstruction of sedimentation conditions based on both direct and indirect geological and geophysical information (including probabilistic modeling methods) under the given conditions are necessary for optimal development of hydrocarbon reserves in the field. Identification of the faults was carried out both with the interpretation of the seismic survey, and with the attribute analysis of the curvature of structural surfaces. Based on this interpretation, 23 breaks of the breaking deposit into 19 blocks were identified. Reconstruction of sedimentation occurred using the GIS-facies. The facies of baroque islands, shallow-water sand
32
№ 7-8 август 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
bodies, amateur lagoons and stagnant waters were revealed. Spatial distribution of these or other facies allowed to determine the concept of the formation of productive deposits within the territory of the deposit. The red color formation was formed in coastal-marine conditions with a great influence of delta flows. These delta flows were variable in nature, more related to the energy sources of demolition. The revealed faults even reflect the block structure of the basement, but are post-sedimentation so they do not control the propagation of the facies and macroinhomogeneity zones of the red-colored sequence.
Keywords: conditions of sedimentation, anisotropy, Lito-faciaL analysis, GIS-facies, Southern Caspian, red-color thickness, tectonic analysis, film-block structure.
Понимание условий формирования отложений помогает создать правильную геологическую модель объекта исследования. Под условиями формирования в данном случае имеется в виду определение комплекса разноуровневых неоднородностей и тектонических нарушений, а также прогнозирование условий их формирований. Красноцветная толща является региональными нефтегазопродуктивными отложениями Южно-Каспийской впадины, представленными переслаиванием песчано-алевритовой фракции и характеризующимися высокой анизотропией по разрезу и площади, что выражается в широком диапазоне распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Проницаемость красноцветных отложений Западной Туркмении в пределах одного из месторождений, Апше-рон Прибалханской зоны поднятий, варьирует от 0,004 до 400 мД. Помимо анизотропии продуктивных отложений территория Западно-Туркменской впадины характеризуется развитием тектонических напряжений. В целях геологического изучения условий формирования красноцветной толщи были проведены комплекс исследований по установлению тектонического строения месторождения Восточный Челекен и фациальный анализ на основе интерпретации ГИС-фации. Малоамплитудные и безамплитудные разломы прогнозировались в зонах развития тектонического напряжения по картам максимального искривления поверхности и азимута максимального искривления поверхности (рис. 1, а и б).
а) а) б) b)
Рис. 1. Атрибутный анализ:
а) максимальная кривизна поверхности; б) азимут максимальной кривизны поверхности Fig. 1. Seismic attribute analysis:
a) maximum surface curvature; b) azimuth of the maximum surface curvature
Рис. 2. Разломно-блоковая схема, выявленная на основании атрибутного анализа кривизны поверхности
Fig. 2. A fault-block scheme identified on the basis of the seismic attribute analysis of the surface curvature
Ссылка для цитирования (for citation):
Лобусев А.В., Галиева А.З., Осин Д.А., Фадеев И.Ю. Геологическое изучение условий формирования красноцветной толщи нефтяного месторождения Восточный Челекен // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 7-8. С. 32-36.
Lobusev A.V., Galieva A.Z., Osin D.A., Fadeev I.Y. Geological Research of Conditions for Formation of the Red-Color Thickness of Oil Field of Eastern Cheleken (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 7-8, P. 32-36.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 august 2017
33
ГЕОЛОГИЯ
Рис. 3. Реконструкция палеобереговой линии в период формирования отложений красноцветной толщи по данным геоморфологии и реконструкции И.Ф. Глумова
Fig. 3. Reconstruction of the paleocoast line during the formation of red beds according to the data of geomorphology and reconstruction of I.F. Glumov
Фация барьерных островов
Barrier island facie
Фация предбаровыхотмелей
Pre-bank shallow facie
Фация застойных вод забаровых лагун
Stagnant water facie of behind-bank lagoons
Фация приливно-отливных вод баровых лагун
Tide water facie of bank lagoons
Фация мелководного шельфа
Shallow marine shelf facie
Рис. 4. Характерная обстановка осадконакопления одной из пачки красноцветной толщи в сравнении с современными аналогами
Fig. 4. The characteristic depositional environment of one of red beds in comparison with the modern analogues
Выявленные структурообразующие разломы, направленные по простиранию структуры и совпадающие со структурообразующими разломами Большого Челекена, подтверждаются всеми картами и являются продолжением глубинных разломов. На карте средних искривлений разломы характеризуются резким переходом от минимальных к максимальным значениям. Выделяются три крупных глубинных разлома, затухание которых происходит по всему гребню структуры Большого Челекена и сопровождается уменьшением амплитуды и усложнением прогнозирования по косвенным признакам. На карте максимальных искривлений поверхности уменьшение амплитуды характеризуется переходом от максимальных искривлений к средним при сохранении ориентировки [6]. На основании данной интерпретации в пределах исследуемого месторождения было выявлено 19 блоков (рис. 2). Реконструкции условий осадконакопления производились как с использованием литературных данных, так и с использованием прямых методов реконструкций: анализ керна и ГИС-фации по В.С. Муромцеву [5]. По данным исследований И.Ф. Глумова [1], отложения красноцветной толщи образовались в прибрежно-морских условиях при наличии мощного источника сноса в виде реки на западе, нашедшей свое отражение как в геоморфологии современного берегового шельфа, так и в фациях, выявленных на основе многочисленных исследований. Поскольку изучаемые отложения достаточно молодые (около 3 млн лет), то многие современные процессы осадконакопления можно соотнести с палео-условиями. На рис. 2 представлена схема палеобереговой линии на момент образования красноцветной толщи. Исходя из современной структуры береговой линии и прибрежных частей территории можно выявить линию палеоберега. Судя по снимку, сделанному из космоса, она характеризуется изменением характера рельефа и геоморфологии.
Таким образом, подтверждаются при-брежно-морские условия осадконакопления исследуемых отложений по
34
№ 7-8 август 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
геоморфологическим признакам. Кроме того, космическая аэрофотосъемка показала, что на снимках отчетливо выделяется палеорусло реки, размер которого дает возможность сделать предположение о ее достаточной пол-новодности и активной гидродинамике. Исходя из этих данных, мы предполагаем, что теория И.Ф. Глумова о прибреж-но-морском генезисе красноцветной толщи Западной Туркмении является более приемлемой. Поскольку кернового материала недостаточно для создания литолого-фа-циальной модели, использовалась интерпретация ГИС-фации на основе классификации В.С. Муромцева. На основе данной интерпретации были выделены зоны распространения фаций в соответствии с разработанной концептуальной моделью бассейна. Характерной чертой отложений красноцветной толщи исследуемого объекта являются наличие мелких баровых островков и предбаровых отмелей, создающих застойные зоны - мелкие забаровые лагуны (рис. 3), а также достаточно мощные, но не постоянные речные потоки. Подобные условия сейчас прослеживаются в данном бассейне на некотором отдалении от источника сноса. Данная концепция объясняет сильную латеральную изменчивость ФЕС пород на уровне условий их образования.
Наибольший интерес с точки зрения освоения месторождения представляют непосредственно зоны развития неоднородности и возможность их прогнозирования. В целях прогнозирования литологических границ и зон отсутствия коллектора была построена вероятностная литолого-фациальная модель месторождения. При построении литолого-фациаль-ной модели на основании данных по 60 скважинам было создано 100 равновероятных литолого-фациальных моделей. Отметим,что при создании большого количества равновероятных литолого-фациальных моделей формируется своеобразная выборка ячеек модели, в которой 0 - коллекторы, 1 - неколлекторы. Вероятности нахождения в ячейке модели коллектора вычисляется в соответствии с формулой (1):
Рис. 5. Структурная карта с фациальной схемой на основании интерпретации кривых ГИС, пласт Z1b месторождения Восточный Челекен
Fig. 5. The structural map with a facie scheme based upon the interpretation of GIS curves, Z1b reservoir of the Eastern Cheleken Field
Рис. 6. Структурная карта с фациальной схемой на основании интерпретации кривых ГИС, пласт Z2-3 месторождения Восточный Челекен
Fig. 6. The structural map with a facie scheme based upon the interpretation of GIS curves, Z2-3 reservoir of the Eastern Cheleken Field
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 august 2017
35
ГЕОЛОГИЯ
(1)
где Р - вероятность события; М - положительный результат; п - количество измерений.
За положительный результат принимаем нахождение в ячейке коллектора, за отрицательный - неколлектора. Просуммировав модели и разделив их на количество реализаций, получаем куб, состоящий из ячеек со значениями от 0 до 1 с шагом 0,1 [2]. Для каждого из выявленных пластов была построена карта вероятности
распространения пород-коллекторов. На базе данных карт оконтурены прогнозные зоны развития макронеоднородности пласта.
Геологическое строение месторождения Восточный Челекен достаточно сложное и требует глубокого изучения. Проведенный комплекс исследований позволил уточнить тектонические границы месторождения, спрогнозировать развитие зон неоднородности и выявить фации, к которым в большей степени приурочены данные зоны. Прогнозируемые вероятностным методом зоны отсутствия
коллектора по всем пластам приурочены в большей степени к фациям забаровых лагун и застойных вод, в редких случаях - к фациям прилив-но-отливных отложений и мелководного шельфа, т. е. к отложениям с возможным наличием мелкодисперсных фракций (рис. 4, 5). Анизотропия отложений красноцветной толщи контролируется условиями осадко-накопления, а не тектоническим фактором. Выявленные разломы носят постседиментационный характер, так как не контролируют распространение фации.
Литература:
1. Глумов И.Ф., Маловицкий Я.П., Новиков А.А., Сенин Б.В. Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря. М.: Недра, 2004. С. 224-242.
2. Лобусев А.В., Лобусев М.А., Страхов П.Н. Методика комплексной интерпретации сейсморазведки 3D и бурения с целью построения геологических моделей залежей углеводородов. М.: Недра, 2012.
3. Лобусев М.А., Антипова Ю.А. Основы геолого-промыслового управления разработкой месторождений нефти и газа: Учеб.-метод. пособие. М.: Изд. центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016.
4. Лобусев А.В., Фадеев И.Ю. Минимизация рисков разведочного бурения // Neftegaz.ru. 2016. № 10. С. 82-85.
5. Лобусев А.В., Мартынов В.Г., Страхов П.Н. Исследование неоднородностей нефтегазопродуктивных отложений // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2011. № 12. С. 22-29.
6. Лобусев А.В., Кузнецов С.Н. Применение геолого-промысловых методов для повышения точности строения межскважинного пространства // Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2016. № 4 (285). С. 26-31.
7. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984.
8. Фадеев И.Ю. Выявление малоамплитудных тектонических нарушений на основании анализа кривизны поверхности пласта на примере структуры Большого Челекена (Туркмения) // Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2017. № 1 (286). С. 45-49.
9. Алекперов Ю.В., Лобусев А.В., Лобусев М.А., Страхов П.Н. Уточнение геологических моделей с целью повышения эффективности разработки залежей нефти и газа на примере использования карт временных толщин при интерпретации материалов сейсморазведки // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2011. № 11. C. 18-25.
10. Брагин Ю.И., Лобусев М.А., Вертиевец Ю.А. Методическое руководство к лабораторным работам по курсу «Промыслово-геологический контроль разработки залежей углеводородов». М.: Изд. центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2010. 56 с.
11. Лобусев М.А., Антипова Ю.А. Основы геолого-промыслового управления разработкой месторождений нефти и газа: Учеб.-метод. пособие. М.: Изд. центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016.
References:
1. Glumov I.F., Malovitsky Ya.P., Novikov A.A., Senin S.B. Regional Geology and Oil-and-Gas-Bearing Capacity of the Caspian Sea. Moscow, Nedra, 2004, P. 224-242. (In Russian)
2. Lobusev A.V., Lobusev M.A., Strakhov N.P. Method of the Comprehensive Interpretation of 3D Seismic Surveying and Drilling for the Purpose of Constructing Geological Models of Hydrocarbon Deposits. Moscow, Nedra, 2012. (In Russian)
3. Lobusev M.A., Antipova Yu.A. Fundamentals of the Geological-Field Management of Oil and Gas Field Development - Guidance Manual. Moscow, Publishing Center of Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), 2016. (In Russian)
4. Lobusev A.V., Fadeev I.Yu. Exploration Drilling Risk Minimization. Neftegaz.ru, 2016, No. 10, P. 82-85. (In Russian)
5. Lobusev A.V., Martynov V.G., Strakhov P.N. Study of Inhomogeneities of Oil and Gas Production Deposits. Territorija NEFTEGAS = Oil and Gas Territory, 2011, No. 12, P. 22-29. (In Russian)
6. Lobusev A.V., Kuznetsov S.N. Use of Geological-Field Methods to Increase the Accuracy of Interwell Space Design. Trudy RGU nefti i gaza im. I.M. Gubkina = Works of Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2016, No. 4 (285), P. 26-31. (In Russian)
7. Muromtsev V.S. Electrometric Geology of Sand Package - Lithological Traps of Oil and Gas. Leningrad, Nedra, 1984. (In Russian)
8. Fadeev I.Yu. Identification of Low-Amplitude Tectonic Faults Based upon the Analysis of the Surface Curvature of the Reservoir as Exemplified by the Structure of the Bolshoy Cheleken (Turkmenistan). Trudy RGU nefti i gaza im. I.M. Gubkina = Works of Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2017, No. 1 (286), P. 45-49. (In Russian)
9. Alekperov Yu.V., Lobusev A.V., Lobusev M.A., Strakhov N.P. Elaborating Geological Models for the Purpose of Increasing the Efficiency of Oil and Gas Deposit Development as Exemplified by the Use of Time Thickness Maps when Interpreting Seismic Surveying Materials. Territorija NEFTEGAS = Oil and Gas Territory, 2011, No. 11, P. 18-25. (In Russian)
10. Yu.I. Bragin, M.A. Lobusev, Yu.A. Vertievets. Guidance on Laboratory Works on the Course: "Geological-Field Control over Hydrocarbon Deposit Development". M.: Publishing Center of Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), 2010. 56 p.
11. Lobusev M.A., Antipova Yu.A. Fundamentals of the Geological-Field Management of Oil and Gas Field Development: Guidance Manual. Moscow, Publishing Center of Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), 2016. (In Russian)
36
№ 7-8 август 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
