CC BY
4ГЕОЛОГИЯ
УДК 553.98
Г.П. Кузнецова1, e-mail: [email protected]; Вэн Ци1, e-mail: [email protected]; Лю Инжу2, e-mail: [email protected]
1 ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
2 Северо-Западный филиал Научно-исследовательского института нефтяной разведки и разработки, КННК (Китай).
Модель продуктивных пластов участка Путон Джунгарского бассейна на основе детальной корреляции и SD-моделирования
Участок Путон расположен на юго-западе Джунгарского бассейна и представляет собой узкую на севере и расширяющуюся к югу полосу северо-северо-восточного простирания площадью 4300 км2. По сложности геологического строения участок относится к категории сложных. Характеризуется невыдержанностью толщин продуктивных пластов и неоднородностью коллекторских свойств по площади и разрезу, наличием литологи-ческих и тектонических экранов. Перспективными на нефть отложениями палеогеновой системы участка Путон являются отложения яруса Сайхо. С учетом особенностей формирования отложений, литологического состава и палеонтологии ярус Сайхо делится на 4 свиты (сверху вниз Сайхо 1-4). Свиты 1 и 2 дополнительно делятся еще на две, а свиты 3 и 4 - на три пачки.
По результатам опробования и геофизических исследований скважин (ГИС) установлена нефтеносность продуктивных пластов пачки Сайхо 4-2. Корреляция разрезов скважин и 30-геологическая модель продуктивных пластов пачки Сайхо 4-2 выполнены с помощью программы Petrel.
По анализу карт нефтенасыщенных толщин, распределению фильтрационно-емкостных свойств пластов и нефте-насыщенности на участке Путон обоснованы границы восьми залежей нефти. Положение совмещенных контуров нефтеносности залежей в совокупности с фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) коллекторов и насыщенностью при прочих близких физико-химических свойствах нефти позволяет рекомендовать к объединению пласты в эксплуатационный объект для дальнейшей разработки единой сеткой эксплуатационных скважин. Материалы, представленные в статье, являются продолжением исследований, опубликованных ранее.
Ключевые слова: продуктивный пласт, литологический состав, фильтрационно-емкостные свойства, нефтеносность, тектонические нарушения, эксплуатационный объект.
G.P. Kuznetsova1, e-mail: [email protected]; Weng Qi1, e-mail: [email protected]; Liu Yingru1, e-mail: [email protected]
1 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education «Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)» (Moscow, Russia).
2 Northwest branch of research Institute of Petroleum exploration and development, CNPC (China).
The Model of Productive Layers of Plot Puton Junggar Basin Based on Detailed Correlation and 3D Modeling
Plot Puton is located in the southwest of Junggar basin, is a narrow in the North and extending South strip North-NorthEast stretches an area of 4300 km2. On the complexity of the geological structure is classified as complex. Is characterized by the unevenness of the thickness of productive strata and heterogeneity of reservoir properties in size and cut, the presence of lithological and tectonic screens. Promising oil deposits of the Paleogene system of the site Puton is the deposition layer Seiho. Given the peculiarities of the formation of sediments, lithology, and paleontology of the tier Seiho is divided into 4 suits (top-down Seiho 1-4). Suites 1 and 2 are further broken into two more packs, and Suite
3 and 4 are divided into 3 packs.
The results of sampling and GIS are installed the oil-bearing productive formations tutu Seiho 4-2. Correlation of well sections and 3D geological model of the productive strata Seiho 4-2 packs made using Petrel.
Analysis of maps of oil-saturated thickness, the distribution of reservoir properties reservoir oil saturation in the target area Puton justified boundaries 8 deposits of oil. The provision of combined contours of oil deposits in conjunction with
30
№ 4 апрель 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
FES collectors and saturation at other close physical and chemical properties of oil allow to recommend to unite the layers
into operating object to further develop a single grid of production wells.
The materials presented in the article are a continuation of studies previously published.
Keywords: productive strata, LithoLogicaL composition, reservoir properties, oil content, tectonic disturbances, the operational object.
Рис. 1. Схема плана детальной корреляции
Fig. 1. The scheme of the plan of detailed correlation
Рис. 2. Схема детальной корреляции по линии скважин C07-E02-E01-D03-A07-B09-C05 Fig. 2. The scheme of the detailed correlation along the line of wells C07-E02-E01-D03-A07-B09-C05
На изучаемой территории участка Пу-тон пробурены 33 разведочные скважины. На рис. 1 представлена схема расположения скважин, обозначены линии направления корреляции, нанесены границы разломов. Геологический
разрез скважин описан следующими геофизическими исследованиями: методами сопротивления(микробоковым и боковым каротажем (МБК и БК)), потенциалов собственной поляризации (СП), радиоактивным каротажем (гамма-
и гамма-гамма-каротажем (ГК и ГГКп, соответственно), акустическим (АК), кавернометрией (КВ). Для выполнения корреляции терригенного разреза наиболее информативными методами являются СП, ГК, БК и КВ. С учетом литологии
-Я» О 200 ДСО 800
1000 1300 11', [о 1LÛO 1600 2000 2200 24СЙ 2йЩ 2800
Повторение пластов The repetition of the layers
20ы| Амплитуда разлома The rift amplitude
Рис. 3. Профиль по линии скважин C07-E02-E01-D03-A07-B09-C05
Fig. 3. The profile according to the line of wells C07-E02-E01-D03-A07-B09-C05
Ссылка для цитирования (for citation):
Кузнецова Г.П., Вэн Ци, Лю Инжу. Модель продуктивных пластов участка Путон Джунгарского бассейна на основе детальной корреляции и 3D-моделирования // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 4. С. 30-36.
Kuznetsova G.P., Weng Qi, Liu Yingru. The Model of Productive Layers of Plot Puton Junggar Basin Based on Detailed Correlation and 3D Modeling. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 4, P. 30-36. (In Russian)
ГЕОЛОГИЯ
Рис. 4. Структурная 3D-модель продуктивных пластов участка Путон Fig. 4. The structural 3D-mode1 of productive layers of the Puton region
Рис. 5. 3D-литологическая модель, отражающая распределение пластов-коллекторов по площади и разрезу участка Путон Fig. 5. 3D-LithologicaL model, showing the distribution of the catcher formations by the area and section of the Puton region
Рис. 6. Карты распространения коллекторов пластов № 10, 8, 7, 6, 5, 3, 2, соответственно
Fig. 6. The distribution maps of the catcher formations No. 10, 8, 7, 6, 5, 3, 2, respectively
Рис. 7. Карты коэффициента пористости пластов № 10, 8, 7, 6, 5, 3, 2, соответственно
Fig. 7. The distribution maps of the catcher formations No. 10, 8, 7, 6, 5, 3, 2, respectively
32
№ 4 апрель 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
отложений вскрытого скважинами разреза особенности поведения геофизических кривых выделены и прослежены в разрезах всех скважин 10 реперных границ (рис. 2). Первоначально при анализе структурного плана было отмечено, что скважина Е02 вскрывает тектоническое нарушение типа «взброс». При детальном изучении разреза этой скважины оказалось, что нижние пачки (желтого и зеленого цвета) в разрезе представлены дважды - на уровне глубины 2527 и 2550 м, причем толщина пачки желтого цвета при ее повторении в разрезе несколько меньше первоначальной. Зеленая пачка представлена дважды в полном объеме. Амплитуда взброса составила 22 м (рис. 3).
Основная цель детальной корреляции - построить геологическую модель продуктивных пластов, адекватную реальному объекту. При этом необходимо четко определить границы продуктивного пласта, выявить в разрезе соотношение проницаемых и непроницаемых пород, установить характер изменчивости фильтрационно-емкостных свойств и нефтеносности каждого отдельного пласта по площади и в вертикали.
Результаты детальной корреляции разрезов остальных скважин показали, что выделенные при сопоставлении разрезов пачки пород прослеживаются последовательно и достаточно параллельно, не осложнены тектоническими нарушениями, однако подвержены сильной литолого-фациальной изменчивости.
Формирование 3D-геологической модели начинается с построения 3D-структурной модели. При этом нами была использована программа геологического моделирования Petrel компании «Шлюмберже».
Первоначально отстроена модель нарушений, отражающая характеристику распределения разломов в трехмерном пространстве. Форма и границы тектонических нарушений получены по результатам интерпретации сейсмической информации. Учтены результаты корреляции по скважине Е02. Далее по данным сейсмической интерпретации и результатов корреляции 33 скважин отстраивалась модель поверхностей 10 пластов. Как видно из рис. 4, в центральную взброшенную часть (блок 2) попали 13 скважин, на западном опущенном крыле (блок 1)пробурено семь скважин.На восточном опущенном крыле, в блоке в виде треугольника (блок 3) пробурено шесть скважин, и в крайнем восточном - юго-восточном участке (блок 4) - семь скважин.
Согласно описанию керна [1] пачка Сайхо 4-2 представлена неравномерным чередованием серых и коричневых алевролитов, аргиллитов и их тонким переслаиванием. Участок разреза, представленный алевролитами, доломитами и сланцами с низкой слоистостью, на кривой ИК характеризуется серией интенсивных пиков. По результатам корреляции пачка Сайхо 4-2 подразделяется на 10 пластов (рис. 2-3) (реперные границы - от 1-й до 10-й границы снизу вверх), в том числе пласты № 1, 4 и 9 представлены глинистыми отложениями (рис. 5, 6).
В качестве исходных скважинных данных использовались данные РИГИС (литология, коэффициенты пористости, проницаемости и нефтенасыщенности), загруженные
Рис. 8. Карты коэффициента проницаемости пластов № 10, 8, 7, 6, 5, 3, 2, соответственно
Fig. 8. The distribution maps of the catcher formations No. 10, 8, 7, 6, 5, 3, 2, respectively
Рис. 9. Карты нефтенасыщенной толщины (пласты № 10, 7, 6, 3) Fig. 9. The maps of oil saturated thickness (formations No. 10, 7, 6, 3)
ГЕОЛОГИЯ
Рис. 10. Схема расположения залежей по блокам
Fig. 10. The scheme of the Location of the deposits according to the blocks
Рис. 11. Карты нефтенасыщенности пластов № 10, 7, 6, 3 Fig. 11. Map of oil saturation of the formations No. 10, 7, 6, 3
а) a)
№ пласта No. of the formation
б) b)
È E
в) с)
№ пласта No. of the formation
-&Ш
№ пласта No. of the formation
в проект. Дискретизация данных в загружаемых LAS-файлах осуществлялась с шагом 0,2 м. При перенесении скважинных данных на трехмерную сетку установлено, что выбранный шаг обеспечивает высокую точность перемасштабирования каротажа (перенесения скважинных данных на сеточную модель).
Размер трехмерной сетки по площади выбран 50 х 50 м, по вертикали - 0,4 м. Распределение коллекторских свойств по каждому из пластов - неравномерное. Об этом свидетельствуют карты
эффективной толщины, представленные на рис. 6.
Максимально по площади коллекторами представлены пласты 7 и 3. В остальных пластах - № 10, 8, 6, 5 и 2 - наблюдаются обширные зоны неколлекторов. Следует отметить, что для этих пластов по картам эффективных толщин можно выделить русловые потоки. Толщины коллекторов по пластам изменяются незначительно: в среднем от 3,0 до 5,4 м. Однако максимальные толщины коллекторов приурочены к пластам № 7 (9,0 м) и 3 (8,9 м).
Рис. 12. Распределение пористости (а), проницаемости (б) и нефтенасыщенности (в) продуктивных пластов № 10, 7, 6 и 3 отложений пачки Сайхо 4-2
Fig. 12. The distribution of porosity (a) permeability (б) and oil saturation (в) of productive formations №. 10, 7, 6 and 3 sediments of Saiho 4-2 pack
Распространение фильтрационно-ем-костных характеристик пластов-коллекторов также неравномерно по площади их простирания. В таблице и на рис. 7 и 8 представлены, соответственно, диапазон изменения и среднее значение параметров ФЕС и карты пористости и проницаемости.
Лучшими коллекторскими и фильтраци-онно-емкостными свойствами обладает пласт № 7 при средней пористости 22 % и проницаемости 0,069 мкм2. Нефтенасыщение присутствует в ограниченном количестве пластов.
34
№ 4 апрель 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
Это пласты № 10, 7, 6 и 3. В пластах № 7 и 10 установлено по три залежи, в пластах № б и 1 - по одной. В пластах № 10 и 7 установлено по одной пластовой и по две тектонически экранированные залежи, в пласте № б - одна тектонически и литологи-чески ограниченная залежь, в пласте № 3 - пластовая залежь. Схематично положение залежей в пластах и их приуроченность к блокам показаны на рис. 10.
Изучаемая площадь участка Путон делится разломами на четыре блока. Амплитуды разломов составляют, соответственно, 19, 22 и 18 м слева направо. Для залежей каждого блока характерно свое, близкое к горизонтальному положение водонефтяного контакта. Флюиды в каждом блоке не сообщаются, следовательно, эти разломы являются непроницаемыми и препятствуют движению флюидов, образуя тектонически экранированные ловушки, часто слитологическим ограничением. Поскольку залежи нефти неравномерно распределены по продуктивным
Условные обозначения: Legend:
ЕЗ
EEI □
□ И
Граница залежи пласта № 10 The boarder of the reservoir No. 10 Граница залежи пласта № 7 The boarder of the reservoir No. 7 Граница залежи пласта № 6 The boarder of the reservoir No. 6 Граница залежи пласта № 3 The boarder of the reservoir No. 3 Разлом The rift
0 25Dn
m-i
130009
Рис. 13. Границы совмещенных контуров нефтеносности по блокам участка Путон с выделением объектов разработки
Fig. 13. The boarders of combined outlines of oil presence according to the blocks of Puton area with the separation of development objects
l>0fi
USES J
A ^ Ik
МЕТАЛЛООБРАБОТКА
1Г~ НГЛ клоп ОО "1 7 18-я международная
М— | |у| | ( специализированная выставка
Россия, Москва, ЦБК «Экспоцентр» шин/ еЮЬг ехра.ри ^ЭКСПОЦЕНТР
При поддержке:
• Совета Федерации Федерального Собрания РФ
• Министерства промышленности и торговли РФ
• Союза машиностроителей России
Под патронатом ТПП РФ
Организаторы:
f * в
^ЭКСПОЦЕНТР
МОСКВА
Оборудование, приборы и инструменты для металлообрабатывающей промышленности
РОССИЙСКАЯ АССОЦИАЦИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ СТАИКОИНСТРУМОКТАЛЬНОЙ ПРОДУКЦИИ
«СТАНКОИНСТРУМЕНТ»
ГЕОЛОГИЯ
Коллекторские и фильтрационно-емкостные свойства и насыщенность пластов пачки Сайхо 4-2 The reservoir and fiLtration-capacitive properties and the layers saturation of Seiho 4-2 pack
№ пласта No. of the formation Диапазон изменения толщины коллектора, м The range of variation of the thickness of the collector, m Среднее значение толщины коллектора, м The average thickness of the collector, m Диапазон изменения пористости, % The range of porosity variation, % Среднее значение, % The average value , % Диапазон изменения проницаемости, мкм2 The range of permeability variation of, |jm2 Среднее значение, мкм2 The average value, |jm2 Нефтенасыщение пластов Oil saturation of the reservoirs Количество залежей The number of deposits Диапазон изменения насыщенности, % The range of variation of saturation, % Среднее значение,% The average value , %
10 1,2-7,8 5,3 14-26 21 0,01-0,12 0,045 + 3 47-64 52
8 1,6-6,2 4,6 14-22 18 0,012-0,095 0,036
7 1,2-9,0 5,4 14-27 22 0,014-0,159 0,069 + 3 45-67 55
6 1,2-6,0 3,1 15-23 19 0,013-0,095 0,046 + 1 47-58 50
5 1,4-7,2 5,1 13-22 17 0,012-0,039 0,023
3 0,9-8,9 5,4 14-24 19 0,014-0,092 0,049 + 1 45-61 47
2 1,8-7,0 4,5 14-22 17 0,017-0,087 0,039
пластам и по блокам и имеют разные типы, миграция нефти осуществлялась в уже сформированные ловушки, и накопление УВ происходило после их формирования.
На участке Путон расположено восемь залежей. Согласно классификации А.А. Бакирова [3] все залежи относятся к классу структурных. Залежи № 1 и 7 - к группе антиклинальных структур, подгруппе сводовых залежей. Залежи № 3-6 относятся к тектонически экранированным залежам антиклинальных структур, залежь № 8
относится к залежам, тектонически экранированным с литологическим ограничением.
Анализ карт нефтенасыщенных толщин, нефтенасыщенности и распределения ФЕС пластов (рис. 9, 11, 12), а также положение совмещенных контуров нефтеносности залежей (рис. 13) показали, что залежи в пределах блоков могут быть объединены в единый эксплуатационный объект и разрабатываться единой сеткой скважин, поскольку ФЕС и насыщенность пластов при схожих свойствах нефти очень близки. Выде-
лены следующие три эксплуатационных объекта (рис. 13):
1) блок 2 - залежи № 1, 7 - пластовые, № 4 - пластовая тектонически экранированная;
2) блок 3 - залежи № 2 и 5 - пластовые тектонически экранированные;
3) блок 4 - залежи № 3 и 6 - тектонически экранированные и № 8 - тектонически экранированная и литологически ограниченная.
Материалы, представленные в статье, являются продолжением исследований, опубликованных ранее [1, 2].
Литература:
1. Кузнецова Г.П., Вэн Ци. Особенности геологического строения участка Путон Джунгарского бассейна Республики Китай // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2016. № 3. С. 34-41.
2. Кузнецова Г.П., Вэн Ци. Характеристика пород-коллекторов палеогеновых отложений участка Путон Джунгарского нефтегазоносного бассейна // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2016. № 4. С. 11-14.
3. Бакиров А.А., Керимов В.Ю. Теоретические основы поисков и разведки нефти и газа. М.: Недра, 2012.
References:
1. Kuznetsova G.P., Wang Ci. The features of the geological structure of the region of Puton Junggar basin of the Republic of China. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh mestorozhdeniy = Geology, Geophysics and the development of oil and gas deposits, 2016, No. 3, P. 34-41. (In Russian)
2. Kuznetsova G.P., Wang Ci. Characteristics of catcher rocks of the Paleogene sediments of region of Puton Junggar oil and gas basin. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh mestorozhdeniy = Geology, Geophysics and the development of oil and gas deposits, 2016, No. 4, P. 11-14. (In Russian)
3. Bakirov A.A., Kerimov V.Yu. The theoretical basics of prospecting and exploration of oil and gas. Moscow, Nedra, 2012. (In Russian)
36
№ 4 апрель 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
