CC BY
40ГЕОЛОГИЯ
УДК 550.8
С.З. Мутаев1, e-mail: [email protected]; Е.Н. Калинин1; О.С. Генераленко1; О.А. Хохрина1
1 ООО «НОВАТЭК НТЦ» (Тюмень, Россия).
Построение сейсмофациальной модели в условиях сложного тектонического строения и преобладания горизонтальных скважин
Освоение месторождений углеводородов со сложным геологическим строением обусловливает необходимость создания достоверной геологической модели для эффективного планирования бурения и разработки. В статье представлена методика построения структурно-тектонической модели на основе имиджей плотности и данных промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин и детальной внутрипластовой корреляции. По результатам анализа кернового материала построена модель осадконакопления отложений. Объектом исследования являются отложения Нижнеобского фациального района тюменской свиты (пласты ЮН24) (Западная Сибирь, Россия). Анализ керна по скважинам характеризует смену обстановок осадконакопления снизу вверх от континентальных к прибрежно-континентальным и прибрежно-морским, которые сверху перекрываются морскими глинами абалакской свиты. Основными коллекторами являются отложения приливных баров и русел с приливно-отливным влиянием. Вмещающими породами служат преимущественно глинистые отложения приливных отмелей, слабопроницаемые алеврито-глинистые отложения центрального бассейна и его окраин. Использован комплексный подход к изучению материалов керна и выделению электрофаций в скважинах без отбора кернового материала на основе литологического состава, формы каротажных диаграмм и значений фильтрацион-но-емкостных свойств. Особое внимание при этом уделено горизонтальным скважинам ввиду их большего количества в общем фонде скважин месторождения. Межскважинная корреляция проведена в соответствии с принципом сиквенс-стратиграфии для выделения разнофациальных отложений в пределах одновозрастных комплексов. На основе концептуальных представлений и скважинных данных определены вертикальные и горизонтальные тренды. Для уточнения поведения поверхности кровли выполнены внутрипластовая корреляция горизонтальных скважин и структурная интерпретация имиджей плотности. По результатам анализа определены азимуты и углы падения структуры в районах горизонтальных скважин.
Оценка достоверности построенной геологической модели выполнена по четырем горизонтальным скважинам. Для анализа использованы подтверждаемость абсолютных отметок кровли пласта и эффективная длина горизонтального ствола. Геологическая модель, построенная на основе анализа поведения структуры и моделирования фациальной принадлежности коллектора, характеризуется более высокой подтверждаемостью.
Ключевые слова: сейсмофациальная модель, электрофация, горизонтальная скважина, подтверждаемость модели.
S.Z. Mutaev1, e-mail: [email protected]; E.N. Kalinin1; O.S. Generalenko1; O.A. Khokhn'na1
1 NOVATEK Technical Research Centre LLC (Tyumen, Russia).
Seismic Facies Modeling in the Environment of Complex Tectonic Pattern and Predominance of Horizontal Wells
The development of hydrocarbon fields with complex geological structure leads to have a reliable geological model for efficient drilling and development planning. The article shows a technique for constructing a structural-tectonic model based on the use of information from horizontal wells (density images, production log tests) and detailed in-layer correlation. In addition based on the core materials analysis a sedimentation model was constructed. The object of the study is the deposits of the Nizhneobsky facies region of the Tyumen suite (YuN24 beds) (West Siberia, Russia). Core analysis shows the change in the sedimentation accumulations upwards from continental to coastal-continental and coastal-marine, which are overlapped by the shales of the Abalak suite. The main reservoirs are associated with tidal bars and tidal fluvial channels. Adjacent rocks are mainly shales of tidal flats and low permeable silt sediments of the central basin and bay margins.
18
№ 5 май 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Integrated approach was used in the study of core materials and definition of electrofacies in wells without core data based on lithology, well logs shape and poroperm properties. Individual attention is paid to horizontal wells due to great amount. The principle of sequence-stratigraphy is chosen in well correlation for the identification of differentfacial sediments within the chronostratigraphic complexes. On the basis of conceptual studies and well data vertical and horizontal trends are defined.
In order to clarify the behavior of the stratigraphic surface in-layer correlation of horizontal wells and structural interpretation of the density images were performed. Based on the results of the analysis the azimuths and dip angles of the structure in horizontal wells area are determined.
The reliability evaluation of the geological model is performed on four horizontal wells. The confirmability of the structure absolute depth and net pay length of the horizontal wells were used for analysis. The geological model based on analysis of structure behavior and the facies reservoir affiliation is characterized by higher confirmability.
Keywords: seismic facies model, electric facies, horizontal well, model confirmability.
BM (bay margin) - прибрежная часть залива L/CB (lagoon/central basin) - лагуна/центральный бассейн Fl
TF (tidal flat) - приливно-отливная отмель F2
TFCh (tidal fluvial channel) - русла с приливно-отливным влиянием TCr (tidal creek) - приливно-отливная ложбина CCh (crevasse channel) - канал выноса промоины AC (abandoned channel) - старица F3
TB (tidal bar) - приливной бар BHD (bay head delta) - дельта головной части залива F4
TZ (tranzition zone) - отложения переходной зоны TL (transgressive layer) - трансгрессивный слой F5
Shelf - шельф F6
Трехмерные геологические модели повсеместно применяются не только для подсчета запасов углеводородов, но и как мощный инструмент для гидродинамических расчетов и планирования эксплуатационного бурения. Достоверность геологических моделей зависит от качества и количества исходных данных, глубины их проработки, а также принятых подходов и методик, используемых при создании моделей. По мере истощения наиболее доступных запасов нефти и газа актуализируется необходимость разработки месторождений со сложным геологическим строением. Таким образом, для принятия более обоснованных решений возрастает значимость достоверности геологической модели,позволяющей прогнозировать положение абсолютных отметок пласта и распространение геологических не-однородностей по площади и разрезу. В статье внимание уделено комплексному подходу к изучению структурно-тектонической модели пластов на основе анализа результатов бурения, структурной интерпретации имиджей плотности, внутрипластовой корреляции и промысловых исследований горизонтальных скважин. Кроме того, исследовано геологическое строение объекта на основе результатов изучения керна, интерпретации каротажных диаграмм и данных трехмерной сейсморазведки, позволяющих определить набор фаций и прогнозировать их распространение в
Рис. 1. Выделение ассоциаций фаций Fig. 1. Highlighting of associations of facies
пределах изучаемого объекта. Локализация фациальных тел контролируется скважинами и концептуальной моделью, а распределение фильтрационно-ем-костных свойств (ФЕС) определяется фациальной принадлежностью и совокупностью петрофизическихзависимостей.
Реализация описанного подхода рассмотрена на примере месторождения, расположенного в северной части Западной Сибири, пласт относится к юрскому нефтегазоносному комплексу, продуктивные отложения приурочены
к тюменской свите (пласты ЮН24). Объект разбурен преимущественно скважинами с горизонтальным окончанием.
МОДЕЛЬ ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ
По данным фациального районирования, изучаемые отложения относятся к Нижнеобскому фациальному району тюменской свиты. Интерпретация керна по четырем разведочным скважинам говорит о принадлежности объекта к прибрежной равнине, временами заливаемой морем с южной стороны. До-
Для цитирования (for citation):
Мутаев С.З., Калинин Е.Н., Генераленко О.С., Хохрина О.А. Построение сейсмофациальной модели в условиях сложного тектонического строения и преобладания горизонтальных скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 5. С. 18-24.
Mutaev S.Z., Kalinin E.N., Generalenko O.S., Khokhrina O.A. Seismic Facies Modeling in the Environment of Complex Tectonic Pattern and Predominance of Horizontal Wells. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2018, No. 5, P. 18-24. (In Russ.)
ГЕОЛОГИЯ
1000
0,001 -L-
Коэффициент пористости К^ЧЬ Factor of porosity Кп, %
Рис. 2. Выделение петрофизических зависимостей для ассоциаций фаций Fig. 2. Highlighting of petrophysical dependencies for associations of facies
j J2 I TZ (tranzition zone) - отложения
переходной зоны | TL | TL (transgressive layer) -
трансгрессивный слой | L/C В | L/CB (lagoon/central basin) -лагуна/центральный бассейн [Ёау~м| BM (bay margin) - прибрежная часть залива
I TP I TF (tidal flat) - приливно-отливная отмель
I ВИР I BHD (bay head delta) - дельта
j TB (tidal bar) - приливной бар
TCr (tidal creek) - приливно-отливная ложбина TFCh (tidal fluvial channel) -русла с приливно-отливным влиянием
FP (flood plain) - пойма
FP
головной части залива
I | CCh (crevasse channel) -канал выноса промоины | AC | ac (abandoned channel) -старица
Рис. 3. Сиквенс-стратиграфическая корреляция скважин с отбором керна Fig. 3. Sequence-stratigraphic correlation of wells with recovery of core
полнительным подтверждением этому является анализ палеогеографических карт.
На основе анализа керновых данных выполнена систематизация по фациаль-ным признакам с выделением основных типов обстановок осадконакопления. Согласно полученным результатам геологический разрез скважин меняется снизу вверх от континентальных (пласт ЮН5) к прибрежно-континентальным обстановкам (пласт ЮН24). В верхней части разреза залегают биотурбиро-ванные породы прибрежно-морского комплекса, которые перекрываются морскими отложениями абалакской свиты.
По результатам седиментологическо-го анализа керна выделены основные фации. Фации, сходные по свойствам и генезису, объединены в фациальные ассоциации (рис. 1). Основными коллекторами пластов ЮН24 являются отложения приливных баров (F4) и русел с приливно-отливным влиянием (F3). Вмещающими породами служат преимущественно глинистые отложения приливных отмелей (F2), слабопроницаемые алеврито-глинистые отложения центрального бассейна и его окраин (F1). В породах прибрежно-морского генезиса коллекторы связаны с отложениями переходной зоны (F5), которые перекрываются глинами внутреннего шельфа (F6).
На основе стандартных керновых исследований для каждой фациальной ассоциации выделяются самостоятельные петрофизические зависимости проницаемости от пористости (рис. 2).
СИКВЕНС-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
Важным этапом построения корректной геологической модели является выполнение адекватной межскважинной корреляции. Поскольку перемещение флюидов происходит главным образом в пределах стратиграфической единицы отложений, адекватное описание геометрии отложений и их взаимосвязей является важной составляющей структурной модели [1].
Применение принципов сиквенс-стра-тиграфии способствует расчленению разреза отложений на отдельные
20
№ 5 май 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
а) a) б) b)
Рис. 4. Выделение электрофаций в горизонтальных скважинах в соответствии:
а) с каротажными диаграммами и типом литологии; б) статистическим распределением фильтрационно-емкостных свойств по фациям Fig. 4. Highlighting of electric facies in horizontal wells according to:
а) logs and LithoLogy type; б) statistic classification of porosity and permeability properties by facies
циклиты (сиквенсы), что составляет основу для хроностратиграфической корреляции осадочных толщ. Это позволяет сопоставить разнофациальные отложения в пределах одновозрастных комплексов, что уменьшает неопределенности, которые могут возникать при литостратиграфической корреляции [2].
Сложность корреляции отложений объекта связана с полифациальностью,
высокой изменчивостью и расчлененностью. Поэтому был выбран именно сиквенс-стратиграфический подход к выделению одновозрастных границ как наиболее подходящий инструмент для расчленения отложений и описания их взаимоотношений [3]. Основные границы сиквенсов были установлены по керну (рис. 3) и затем прослежены в скважинах на основе геофизических исследований (ГИС).
В результате сиквенс-стратиграфиче-ского анализа в толще пластов ЮН25 выделено четыре сиквенса, разделенных трансгрессивными поверхностями (англ. transgressive surface - TS). К кровле верхнего сиквенса приурочена поверхность максимального затопления (англ. maximum flooding surface - MFS), образованная в период максимальной трансгрессии на шельфе. MFS отделяет отложения тюменской и абалакской свит и разделяет трансгрессивный системный тракт и тракт высокого стояния.
АНАЛИЗ ДАННЫХ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ
Помимо скважинных данных для пространственной геометризации фа-циальных комплексов была рассмотрена возможность использования материалов трехмерной сейсморазведки. В процессе интерпретации кроме стандартных структурных построений проведен динамический анализ данных в целях качественного и количественного прогноза коллекторов. Каких-либо взаимосвязей между сейсмическими и скважинными данными найдено не было. Основная причина этого - наличие обширной газовой шапки, которая серьезно исказила волновую картину. Ввиду высокой плотности разбурен-ности объекта для пространственного оконтуривания фациальных объектов были использованы скважинные данные [4].
Рис. 5. Учет структурной интерпретации имиджей плотности при построении структурной модели Fig. 5. Taking structural interpretation of density images into account while building a structural modeL
Рис. 6. Схема внутрипластовой корреляции и определение поведения структуры Fig. 6. Intraformational correlation pattern and structure behaviour determinition
Рис. 7. Определение долей фаций по скважинам и выделение зон моделирования Fig. 7. Identification of facies portions by weLLs and highlighting of modelling zones
ЭЛЕКТРОФАЦИАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ
Ввиду малого количества скважин с отбором керна применение промысловой геофизики является единственным инструментом для установления обстановок осадконакопления [5]. Для этих целей выполнена калибровка каротажных диаграмм на керновых данных, а также проанализированы ФЕС образцов с привязкой к фациям,что дало возможность экстраполировать эти данные на все скважины месторождения.
Выделены электрофации в вертикальных скважинах с опорой на скважины с отбором керна. Особое внимание уделено процессу выделения электрофаций в горизонтальных скважинах, так как в них практически невозможно достоверно оценить вертикальную изменчивость пласта, чтобы определить фациальные переходы. С другой стороны, оставлять без интерпретации горизонтальные участки скважин нельзя, так как при моделировании фаций значения в горизонтальных скважинах будут заданы автоматически, что, скорее всего, не будет коррелировать со значениями ФЕС по фациям. Кроме того, горизонтальные скважины составляют две трети всего фактического фонда залежи. Таким образом, после стратиграфической привязки горизонтальных стволов скважин и определения наборов сиквенсов, вскрытых каждой скважиной, интерпретация электрофаций была выполнена по всей длине ствола (рис. 4). Основными критериями выделения электрофаций служили форма диаграммы гамма-каротажа и тип литологии, в качестве дополнительного критерия использовались статистические распределения ФЕС по фациям.
ПОСТРОЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
Построение трехмерной модели является результирующим этапом изучения геологического строения месторождения, позволяет обобщить все знания об объекте и получить пространственное представление о неоднородностях коллектора. На этом этапе используются все подготовленные данные и реализуются имеющиеся концептуальные решения [6].
GEOLOGY
Для уточнения поведения поверхности кровли выполнялись внутрипластовая корреляция горизонтальных скважин и структурная интерпретация имиджей плотности. По результатам анализа имиджей плотности были определены азимуты и углы падения структуры в районах горизонтальных скважин (рис. 5).
Горизонтальные скважины ввиду особенностей своей конструкции могут вскрывать один пропласток несколько раз. Внутрипластовая корреляция таких пропластков также дает возможность оценки поведения кровли (рис. 6). Месторождение осложнено сетью разломов, соответственно, горизонтальные скважины часто пересекают их. Таким образом, по данным геолого-технологических, промыслово-геофизических исследований и интерпретации имиджей плотности уточнено положение разломов [9].
По каждой скважине рассчитаны доли фаций сиквенсов, на основе которых выделены отдельные зоны,по которым моделирование выполнено с самостоятельными настройками. Концептуаль-
-1810.00 -182000 -183000 -1840ДО -185000 -1SEOOO -187000 -180000
Фактическая отметка кровли, м Actual top mark, m
Фактическая эффективная длина, м Actual effective Length,m
Рис. 8. Оценка достоверности геологической модели:
синие точки - параметры геомодели, построенной с учетом структурного анализа по горизонтальным скважинам и фациальной принадлежности отложений; оранжевые - параметры геомодели, построенной без учета структурного анализа по горизонтальным скважинам и фациальной принадлежности отложений Fig. 8. Certainty value of the geological model:
blue dots - parameters of the geomodel built with taking into account the structural analysis by horizontal wells and facial nature of deposits; orange dots - parameters of the geomodel built without taking into account the structural analysis by horizontal wells and facial nature of deposits
ное представление о том, что террито- личение доли отложений приливно-от-
рия ввиду трансгрессии была затоплена ливного генезиса к югу. Эта закономер-
морским бассейном с юга, позволяет ность использована как для выделения
предположить наличие тренда на уве- электрофаций в скважинах, так и для
НЕфТЬ. ГАЗ. ХИМ. 2018
I ИВ
22-я специализированная
выставка
с международным участием
НЕФТЕГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ХИМИЧЕСКАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ
(СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫЙ РАЗДЕЛ)
ВЫСТАВОЧНЫМ ЦЕНТР I СПФИТ-ЭКСПО Tan.; (Е4В2] 227-2Д7 227-21В http]Mtxpû.softc.ru httpi.'Jvk.cDmi'soFit.Bxpo
построения латеральных трендов и выделения границ зон моделирования. На рис. 7 представлена схема выделения фациальных зон пласта ЮН2 с указанием долей фаций по скважинам и геолого-статистических разрезов по каждой зоне.
При фациальном моделировании необходимо было определиться с формой и размерами тел. Анализ скважинной статистики не позволил корректно построить латеральные вариограммы на основе фактических данных, поэтому были проанализированы материалы [7, 8], описывающие форму и размер тел, образованных в таких же обстановках осадконакопления. Главным инструментом, описывающим распределение петрофизических свойств в модели, является фациальная модель, учет статистических данных ФЕС по фациям позволил точнее восстановить внутреннюю изменчивость коллектора. Наилучшие коллекторы представлены в отложениях приливных баров и руслах с влиянием при-ливно-отливных процессов.
Оценка достоверности построенной геологической модели выполнена по четырем пробуренным горизонтальным скважинам. Для анализа использованы подтверждаемость абсолютных отметок кровли пласта и эффективная длина горизонтального ствола. При этом проведено сравнение параметров геомодели, построенной по описанной методике (синие точки на рис. 8), и модели, построенной без учета структурного анализа по горизонтальным скважинам и фациальной принадлежности отложений (оранжевые точки на рис. 8).
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На основе анализа кернового материала определена фациальная принадлежность коллекторов и выполнена увязка ФЕС с их литолого-фациаль-ными особенностями. Определены фации с наилучшими коллекторами, и на основе концептуальной модели и скважинных данных выполнена их геометризация.
Выделены сиквенс-стратиграфические границы в скважинах с керном, про-
слежены по всему фонду, определен фациальный набор каждого сиквенса. В скважинах без керна выделены электрофации на основе формы каротажных диаграмм, типа литологии и ФЕС. Особое внимание уделено горизонтальным скважинам, в которых благодаря детальной стратиграфической привязке ствола в разрезе выполнено выделение электрофаций.
Построена структурная модель месторождения с уточнением положения разломов и поведения кровли пласта по структурной интерпретации имиджей и внутрипластовой корреляции про-пластков. В геологической модели восстановлены фильтрационно-емкостные неоднородности, которые контролируются фациальной принадлежностью коллектора.
Таким образом, примененный подход к построению геологической модели показал более высокую эффективность в практическом смысле по сравнению с традиционными методами, а также обеспечил повышение достоверности геологической модели.
References:
1. Cosentino L. Integrated Reservoir Studies. Paris, Editions TECHNIP, 2001, 310 p.
2. Romanov D.V., Grinchenko V.A., Nateganov A.A., Rozbaeva G.L. Use of Modern Methods to Make a Detailed Study of Suzunskoye Field Geologic Structure. Neftyanoe khozyaistvo = Oil Industry, 2010, No. 11, P. 20-23. (In Russian)
3. Endalova Yu.V., Sharapova E.S., Ivantsov N.N. Implementing the Sequence Stratigraphie Approach in Russkoye Field's 3D Geological Model. Neftyanoe khozyaistvo = Oil Industry, 2011, No. 4, P. 85-89. (In Russian)
4. Mangazeev V.P., Belozyorov V.B., Koshovkin I.N., Ryazanov A.V. Methodology of Representing Lithological and Facial Features in a Digital Geological Model. Neftyanoe khozyaistvo = Oil Industry, 2006, No. 5, P. 66-70. (In Russian)
5. Muromtsev V.S. Electrometric Geology of Sandstone Bodies — Lithological Traps of Oil and Gas. Leningrad, Nedra, 1984, 260 p. (In Russian)
6. Zakrevsky K.E. Geological Modelling of the Yu1 Horison of the Tomsk Region. Tomsk, Publishing House of the Tomsk State University, 2016, 154 p. (In Russian)
7. Reynolds A.D. Dimensions of Paralic Sandstone Bodies. AAPG Bulletin, 1999, Vol. 83, No. 2, P. 211-229.
8. Gibling M.R. Width and Thickness of Fluvial Channel Bodies and Valley Fills in the Geological Record: A Literature Compilation and Classification. Journal of Sedimentary Research, 2006, Vol. 76, P. 731-770.
9. Mutaev S.Z. Increasing the Accuracy of Geological Model of the Object with Complicated Fault System by Horizontal Wells Engaging. Ekspozotsiya Neft' Gaz = Exposition Oil & Gas, 2017, No. 2, P. 41-44. (In Russian)
Литература:
1. Косентино Л. Системные походы к изучению пластов. М.-Ижевск: Ин-т комп. иссл., 2007. 400 с.
2. Романов Д.В., Гринченко В.А., Натеганов А.А., Розбаева Г.Л. Современные методики детального изучения геологического строения Сузунского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2010. № 11. С. 20-23.
3. Ендалова Ю.В., Шарапова Е.С., Иванцов Н.Н. Реализация подхода сиквенс-стратиграфии в 3D-геологической модели Русского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2011. № 4. С. 85-89.
4. Мангазеев В.П., Белозеров В.Б., Кошовкин И.Н., Рязанов А.В. Методика отображения в цифровой геологической модели литолого-фациальных особенностей терригенного коллектора // Нефтяное хозяйство. 2006. № 5. С. 66-70.
5. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984. 260 с.
6. Закревский К.Е. Геологическое моделирование горизонта Ю1 Томской области. Томск: Изд. дом Томского гос. ун-та, 2016. 154 с.
7. Reynolds A.D. Dimensions of Paralic Sandstone Bodies // AAPG Bulletin. 1999. Vol. 83. No. 2. P. 211-229.
8. Gibling M.R. Width and Thickness of Fluvial Channel Bodies and Valley Fills in the Geological Record: A Literature Compilation and Classification // Journal of Sedimentary Research. 2006. Vol. 76. P. 731-770.
9. Мутаев С.З. Повышение достоверности геологической модели объекта со сложной разломной тектоникой на основе привлечения горизонтальных скважин // Экспозиция Нефть Газ. 2017. № 2. С. 41-44.
