CC BY
62
ПРОГНОЗ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ ПАРФЕНОВСКОГО ГОРИЗОНТА ЦЕНТРАЛЬНЫХ РАЙОНОВ АНГАРО-ЛЕНСКОЙ СТУПЕНИ ПО КОМПЛЕКСУ ДАННЫХ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ И ГИС
Максим Юрьевич Скузоватов
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения РАН, 630090, г. Новосибирск, пр-т Коптюга, 3, младший научный сотрудник Лаборатории геологии нефти и газа докембрия и палеозоя, тел. (383) 3066370, e-mail: SkuzovatovMJ@ipgg.nsc.ru.
В статье проанализированы характерные особенности строения парфеновского горизонта центральных районов Ангаро-Ленской ступени (Ангаро-Ленское и Левобережное месторождения). Проанализирована связь амплитуд отраженных волн, данных акустического каротажа и петрофизических параметров.
Ключевые слова: Ангаро-Ленское месторождение, парфеновский горизонт,
коэффициент пористости.
POROSITY PROGNOSE OF PARFENOVO HORIZON OF THE CENTRAL PART OF ANGARA-LENSK STEP BY COMPLEX OF SEISMIC AND WELL-LOG DATA
Maksim J. Skuzovatov
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics, Siberian Branch of Russian Academy of Sciences (IPGG SB RAS), Acad. Koptyug av., 3, Novosibirsk, 630090, Junior researcher, Laboratory of petroleum geology of Precambrian and Paleozoic, tel. (383) 3066370, e-mail: SkuzovatovMJ@ipgg.nsc.ru
The specific features of the Parfenovo Horizon structure, central part of Angara-Lensk Step (Angara-Lensk and Levoberezhnoe fields) are analyzed. The relations between seismic amplitudes, sonic log data and porosity are interpreted.
Key words: Angara-Lensk field, Parfenovo Horizon, porosity coefficient.
В настоящее время на юге Сибирской платформы формируется крупный центр газодобычи, способный обеспечить не только внутренние потребности субъектов Российской Федерации в сырье, но и экспорт в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Предпосылкой этого послужило открытие в 1987 г. уникального по запасам Ковыктинского газоконденсатного месторождения.
Формирование залежей Ковыктинского месторождения представляет собой результат взаимодействия литолого-фациальных и тектонических факторов. Не менее важным явилась близость Прибайкальского очага нефтегазогенерации, обеспечившего заполнение гигантской по размеру залежи.
Открытие и разведка Ковыктинского месторождения послужило толчком для активизации геолого-разведочных работ. Результатом этого стало открытия новых месторождений в пределах центральных районов Ангаро-Ленской ступени. Так, в 2004 г. было открыто Левобережное месторождение с залежью в
базальном горизонте венда, а позже, в 2006 г. - Ангаро-Ленское, где были получены промышленные притоки газа из парфеновского горизонта. В 2007 г. Чиканский и Хандинский блоки Ковыктинского ГКМ были выделены в самостоятельные месторождения с залежами в парфеновском горизонте. В 2010 г. западнее Левобережного было открыто Усть-Илгинское месторождение.
Очевидно, что на первоначальной стадии исследования территории при прогнозе нефтегазоносности использовались критерии, полученные на эталонном Ковыктинском ГКМ, что впоследствии не всегда давало положительные результаты при бурении глубоких скважин.
Комплексные исследования специалистов ИНГГ СО РАН, включавшие анализ и интерпретацию сейсморазведочных, скважинных материалов, данных петрофизических замеров, позволили сделать вывод о том, что геологическое строение Ангаро-Ленского и Левобережного месторождений существенно отличается от такового на Ковыктинском. Установлено, что терригенные отложения венда накапливались в иных фациальных обстановках, распределение фильтрационно-емкостных характеристик отложений по разрезу более сложное [1, 2]. Данные утверждения позволяют считать неправомерным применение на Ангаро-Ленском и Левобережном месторождениях критериев прогноза, выявленных на Ковыктинской площади.
Вследствие этого автором для территории Ангаро-Ленского и Левобережного месторождений была проведена по ранее применявшейся на Ковыктинском ГКМ методике работа, включающая анализ сейсмических волновых полей, данных ГИС и петрофизических параметров [3].
Анализ геолого-геофизических данных по Ковыктинскому ГКМ и ряду смежных с ним площадей (Ангаро-Ленская, Правобережная, Чиканская и др.) дает основание говорить о существенных различиях в строении парфеновского горизонта. Для Ковыктинской площади характерно разделение песчаной пачки на пласты П1 и П2, различные по литологическим характеристикам, что ярко проявлено на диаграммах ГК, НГК и АК. В западном и юго-западном направлениях при сохранении низких показаний ГК различия акустических свойств нивелируются. При этом толщины песчаников сокращаются до 15-20 м. Алеврито-глинистая пачка, залегающая ниже песчаников, по своим литологоакустическим свойствам ничем не отличается от аналогичной пачки на Ковыктинской площади.
Характерные различия проявляются также и в волновом поле. Результаты одномерного математического моделирования с использованием данных АК показали, что резкое изменение акустических свойств на границе карбонатной (преображенский горизонт) и терригенной (парфеновский горизонт) части вендского разреза напрямую связано с амплитудными характеристиками волнового пакета М. В пределах Ангаро-Ленского, Левобережного месторождений различия акустических свойств песчаных и глинистых отложений становятся менее контрастными, а иногда практически нивелируются, что четко отражено как на модельных трассах, так и на реальных разрезах. В результате моделирования волнового поля для скважин Ангаро-Ленского месторождения, в разрезе которых парфеновский горизонт
характеризуются пониженными скоростями продольных волн, сделан вывод о незначительном изменении амплитудных характеристик при частичном и полном замещении песчаников на алеврито-глинистые разности.
В рамках выполненных исследований была собрана база данных петрофизических замеров по скважинам Ангаро-Ленского и Левобережного месторождений. Для обнаружения связи данных ГИС и емкостных свойств коллектора осуществлено построение осредненных пластовых моделей по кривым акустического каротажа и коэффициента пористости. Для скважин Ангаро-Ленского месторождения получена достаточно высокая корреляционная связь параметров, квадрат коэффициента корреляции составил 0,69 (рис. 1). Для всех скважин территории корреляционная связь слабая, квадрат коэффициента корреляции меньше 0,5.
А
12«П>% ,
10 -|-------------------------------------------—---------J
8 6
4 -2
0 ------1---------------------------------т--------I-------1
170 180 190 200 210 220 230 240 250
_______________________________________________________Т инт, мкс/м
Б
к п, %
12
10 8 6 4 2 0
170 180 190 200 210 220 230 240 250
________________________________________________________Т ИНТ, мкс/м
Рис. 1. Графики зависимости среднего коэффициента пористости парфеновского горизонта и среднего интервального времени по акустическому каротажу по скважинам Ангаро-Ленского месторождения (А) и по всем
скважинам территории (Б)
Таким образом, результаты исследований подтверждают неправомерность применения критериев прогноза, выявленных на Ковыктинском ГКМ, на
смежных с ним территориях. Тесная связь параметров - скоростей продольных сейсмических волн и емкостных характеристик - наблюдаются лишь в скважинах Ангаро-Ленского месторождения, наименее удаленных от
Ковыктинского, где толщины песчаников парфеновского горизонта составляют 50-60 м. При толщинах песчаных пластов менее 30 м прогноз коллекторов методом стандартной сейсморазведки становится затруднительным, что дает поле для дальнейших исследований.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Хабаров, Е.М., Вараксина, И.В., Кротова, М.М. и др. Литолого-петрофизическая характеристика парфеновского горизонта венда центральной части Ангаро-Ленской ступени // Сборник материалов V Междунар. науч. конгресса «ГЕО-Сибирь-2009». - 2009. - С. 103107.
2. Советов, Ю.К. Верхнедокембрийские песчаники юго-запада Сибирской платформы. Н.: Наука. - 1977. - 228 с.
3. Скузоватов, М.Ю. Комплексирование данных ГИС, сейсморазведки и петрофизических исследований при прогнозе фильтрационно-емкостных свойств парфеновского горизонта Ковыктинского месторождения // Труды всеросс. науч. конференции с участием иностранных ученых «Трофимуковские чтения молодых ученых-2011». - 2011. - С. 285-286.
© М.Ю. Скузоватов, 2012
