CC BY
8
УДК 550.812.14
Структурно-литолого-флюидальная модель уникальной газовой залежи горизонта ТП1-6 Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения
Е.Е. Поляков1, А.В. Пинчук1*, С.Ю. Ромащенко1, И.В. Чурикова1, В.М. Слепцова1, А.В. Чичмарева1, А.М. Киселева2
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1
2 ООО «Газпром добыча Надым», Российская Федерация, 629736, ЯНАО, г. Надым, ул. Пионерская, д. 14
* E-mail: A_Pinchuk@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Одними из наиболее проблемных вопросов геологического строения Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) являются водонасыщенность пластов ТП1-6 в северной части залежи на более высоких отметках относительно общего уровня газоводяного контакта, установленная по данным геофизических исследований скважин (ГИС), и присутствие воды в продукции скважин. Выполненный анализ флюидальной модели пластов ТП1-6 Бованенковского НГКМ позволяет предложить новую концепцию геологической модели месторождения, актуальную для подсчета запасов углеводородов и повышения эффективности разработки залежи ТП1-6.
В статье рассмотрены фактические капиллярные зависимости водонасыщенности от абсолютной глубины по продуктивным пластам ТП1-2, ТП3, ТП4, ТП5, ТП6 Бованенковского НГКМ, а также построены схемы распространения по площади зон с различной газонасыщенностью в зависимости от высоты залежи. По приведенным схемам установлено, что в пластах ТП3 и ТП4, находящихся в северной зоне недонасыщения (переходной зоне), существуют зоны с повышенной газонасыщенностью, из которых можно ожидать притоки газа без воды. В рассмотренном варианте прогноз указанных зон осуществляется по данным интерполяции модели. Повысить достоверность прогноза возможно с помощью разработанной методики комплексной интерпретации данных 3D сейсморазведки и ГИС с использованием алгоритмов нейронных сетей.
Ключевые слова:
геологическое
строение,
флюидальная
модель,
прогноз,
нейронные сети.
Наиболее крупные по величине запасов залежи углеводородов (УВ) на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) приурочены к альб-аптским отложениям танопчинской свиты. Продуктивная толща танопчин-ской свиты Бованенковского НГКН, по данным анализа керна и геофизических исследований скважин (ГИС), сложена ритмическим чередованием песчано-глинистых образований, которые формировались в континентальных и прибрежно-морских условиях. Свита характеризуется бедностью палеонтологических остатков, резкой сменой фациальных обстановок и отсутствием выдержанных маркирующих горизонтов. Формирование верхней части танопчинской свиты (отложений пластов ТП1-6) происходило в континентальном бассейне с неустойчивым гидродинамическим режимом [1]. Отдельное рассмотрение пластов ТП1_ТП6 горизонта ТП1-6 на примере Бованенковского НГКМ позволяет проследить литолого-фациальную природу образования осадков данного горизонта.
В региональном плане наибольший интерес вызывает характер распространения пласта ТП3. Этот пласт представляет собой палеорусло, которое южнее Бованенковского НГКМ разделяется на два рукава. Правый рукав прослеживается в юго-восточной части этого месторождения и далее распространяется на север по направлению к Харасавэйскому газоконденсатному месторождению (ГКМ). Левый рукав охватывает юго-западную часть Бованенковского НГКМ, а затем также поворачивает на север, проходит через юго-восточную часть Харасавэйского ГКМ и восточнее этого месторождения, вероятно, сливается с правым рукавом палеорус-ла. Поисковым признаком обнаружения газовых залежей в отложениях горизонта ТП1-6 является пересечение палеорусла древней реки со структурно приподнятыми
ловушками. Для повышения достоверности па-леопостроений на современный рельеф по данным космических спектрозональных съемок был наложен палеорельеф. Результаты наложения приведены на рис. 1.
Из представленных на рис. 1 изображений следует, что правый рукав палеорусла в северной части повторяется современной рекой Тивтеяха, параллельно смещенной на север, северо-восток. В южной части палеорусло сечет современные русла р. Харасавэй и других рек. Подобные совпадения палео- и современного рельефа свидетельствуют о достоверности палеопостроений.
Таким образом, формирование Бованенков-ского НГКМ, вероятно, происходило в постапт-альбское время в результате миграции газа с севера по древнему палеоруслу реки, протекавшей по территории от Бованенковского НГКМ до Харасавэйского ГКМ. Поступление газа в пласты горизонта ТП1-6 происходило с восточного борта между южной и северной частями Бованенковского НГКМ.
Первоначально, начиная с подсчета запасов Бованенковского НГКМ в 1982 г., горизонт
ТП1-6 рассматривался как мощный резервуар, к которому приурочена единая массивная залежь с общим газоводяным контактом (ГВК). Данный вывод подтверждался результатами испытания горизонта ТП1-6 в разведочных скважинах, в которых опробовались в основном ре-перные пласты ТП1-2, ТП3. Принимая во внимание, что в разведочной скв. 76, расположенной на западном крыле Бованенковского поднятия, установлен приток газа на абсолютной отметке (далее - абс. отм.) минус 1467,5 м, а в скв. 144 на восточном крыле - приток воды на отметке минус 1467 м, ГВК в пластах ТП1-2, ТП3, по данным испытаний, можно принять на абс. отм. минус 1467...1467,5 м. Результаты испытания во всех остальных скважинах не противоречили этому выводу. Однако данные интерпретации ГИС в разведочных скважинах показали, что раздел «газ - вода» залежи ТП1-6 представляет собой сложную поверхность, расположенную в разных частях месторождения на разных отметках, отличающихся на 30 м и более.
В процессе эксплуатационного бурения, начатого на месторождении в 2012 г., установлено присутствие в разрезе горизонта
К
у
• 'Щ
^ - Л® *
* 1 !
I Газоводяной контакт
Водонасыщенные коллекторы
Газонасыщенные коллекторы
---осевая линия руслового потока
- береговая линия п-ова Ямал
— - — контур газоносности залежи
35 номер скважины 7 толщина пласта, м
Рис. 1. Наложение палеорусла в отложениях пласта ТП3 на современный рельеф:
а - карта эффективных толщин пласта ТП3, м; б - космический спектрозональный снимок рельефа земли
а
высокопроницаемых пачек песчаника с низким электрическим сопротивлением, залегающих выше принятого на тот момент уровня ГВК. Эти пачки характеризовались различными геофизическими службами либо как газовые или газоводонасыщенные, либо как во-донасыщенные. По результатам интерпретации данных ГИС эксплуатационные скв. 1301, 1401, 11000, 11001, 11301, 11305, 11201 и др., пробуренные на северном склоне поднятия, вскрыли проблемные пачки на абс. отм. минус 1390...1405 м, а скв. 1501 - на абс. отм. минус 1430 м, что противоречило принятому на тот момент ГВК залежи на уровне минус 1435.1467 м.
В дальнейшем присутствие воды в продукции этих скважин на абс. отм. минус 1390.1400 м и ниже подтвердилось в процессе их освоения в пласте ТП1-2. При этом в ближайших к ним разведочных скважинах промышленные притоки газа из пласта получены на гипсометрических уровнях ниже и выше глубины залегания указанных пачек. Появление водонасыщенных пачек в северной части залежи ТП1-6 на более высоких отметках относительно общего уровня ГВК в последние годы, в том числе при подсчете запасов 2021 г., объяснялось блоковой структурой месторождения. При этом конфигурация тектонических нарушений принималась унаследованной от прослеженных разломов в нижезалегающих отложениях пластов БЯ.
Учитывая, что выяснение причин аномалии появления водонасыщенных коллекторов выше практически единого ГВК, расположенного на абс. отм. минус 1460.1467 м, имеет принципиальное значение для повышения эффективности разработки залежи ТП1-6, авторами выполнен анализ фактических капиллярных моделей по данным ГИС.
Анализ зависимостей текущей водонасы-щенности (Кв) от абсолютной глубины залегания пластов (флюидальные модели), проведенный раздельно и вместе для южной и северной частей залежей пластов ТП1-2, ТП3, ТП4, ТП5, ТП6 Бованенковского НГКМ (рис. 2-6), позволил сделать новые выводы о геологическом строении и формировании месторождения:
• южная часть месторождения представлена классической формой флюидальной модели: зона предельного насыщения (начинается от кровли пласта), переходная зона, ГВК;
• северная часть месторождения только в пласте ТП1-2 имеет зону предельного насыщения. Переходные зоны присутствуют в пластах ТП1-2, ТП3, ТП4, а пласты ТП5 и ТП6 целиком находятся ниже поверхности ГВК.
Пространственное распределение по площади месторождения указанных выше зон проиллюстрировано на схемах интегрального насыщения пластов ТП1.ТП6, где желтым цветом показаны зоны предельного насыщения коллекторов, характеризующиеся К, < К*, а голубым цветом - переходные зоны
о скважины южной части месторождения • скважины северной части месторождения
Рис. 2. Зависимости текущей водонасыщенности от абсолютной глубины (флюидальная модель) отдельно для южной (а), южной и северной (б) и северной (в) частей залежи пласта ТП1-2 Бованенковского НГКМ
Переходная (недонасыщенная) зона -1390 м
ГВК= -1467 м
0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 К, дед.
а
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 _ К„ дед
б
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 К,, дед.
Рис. 3. Зависимости текущей водонасыщенности от абсолютной глубины (флюидальная модель) отдельно для южной (а), южной и северной (б) и северной (в) частей залежи по пласту ТП3 Бованенковского НГКМ
Переходная (недонасыщенная) зона -1375 м
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
К„ д ед.
б
К„ д ед.
К,, дед.
Рис. 4. Зависимости текущей водонасыщенности от абсолютной глубины (флюидальная модель) отдельно для южной (а), южной и северной (б) и северной (в) частей залежи по пласту ТП4 Бованенковского НГКМ
а
в
0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 К,, д ед.
а
я? V, -
и*'
, н •
1 I
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 К, дед.
б
■■л
■
■ •
■ 1
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 К,, дед.
Рис. 5. Зависимости текущей водонасыщенности от абсолютной глубины (флюидальная модель) отдельно для южной (а), южной и северной (б) и северной (в) частей залежи по пласту ТП5 Бованенковского НГКМ
в
I -1300 I -1350 § -1400 -1450 -1500 -1550 -1600 -1650 -1700 -1750
_
К
■Ь .
*» 5?..
! • , ■ '
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 К,дед. К дед. К дед.
а б в
Рис. 6. Зависимости остаточной водонасыщенности от абсолютной глубины (флюидальная модель) отдельно для южной (а), южной и северной (б) и северной (в) частей залежи по пласту ТП6 Бованенковского НГКМ
¿ОФ'-"' '
ж-"*'
•»•Г -'»» ' л
И , . Ь.^. г
»■<•.... я
' " • и
• г ■ , •
. я, » У*С-
" • „ У*1 " .""в.™ '
скважина
тектоническое нарушение
□ зона предельного газонасыщения коллекторов, Кв ^ К*
□ переходная зона (газ + вода) насыщения коллекторов, Кв > Кв*
Рис. 7. Схемы интегрального характера насыщения коллекторов залежей ТП1-2 (а), ТП3 (б), ТП4 (в) Бованенковского НГКМ, по данным геологической модели подсчета запасов 2021 г.
с Кв > Кв* (рис. 7, 8). Критерий Кв* отнесения коллекторов в пластах ТП1_ТП6 по характеру насыщения к категориям «газ» или «газ + вода», установленный при подсчете запасов 2021 г. по данным ГИС и результатам испытаний, приведен на рис. 9. Построенные карты (см. рис. 7, 8) наглядно свидетельствуют
о различном строении флюидальной модели в северной и южной частях залежи.
Для определения уровня насыщения геологическая модель подсчета запасов (2021 г.) пластов ТП3 и ТП4 Бованенковского НГКМ была разбита на слои толщиной 4 м, начиная от кровли этих пластов и заканчивая
п
ТЭ '1131 •
, "ьтя- г= ™ ** »
."Г \ •
а» Ф
„ • ТО Ъо
з®| • «в . |
• 3, *
та ге *• та?»
И . « ¡,<¿"5 «Г Ж ,
• • * п аи
Рис. 8. Схемы интегрального характера насыщения коллекторов залежей ТП5 (а), ТП6 (б) Бованенковского НГКМ, по данным геологической модели подсчета запасов 2021 г.:
см. экспликацию к рис. 7
их подошвой. При этом границы каждого слоя параллельны кровле и подошве пластов, которые прослеживаются в следующих интервалах:
• кровля пласта ТП3 наблюдается на гипсометрическом уровне минус 1221.1707 м, а подошва - на абс. отм. минус 1262.1735 м;
• кровля и подошва пласта ТП4 залегают на абс. отм. минус 1265.1741 м и минус 1291.1772 м соответственно.
На рис. 10 и 11 представлена серия карт газонасыщенности, осредненной для каждого слоя толщиной 4 м (слой 1, слой 2, слой 3 и т.д.), на которые разбиты указанные выше пласты. Анализ приведенных карт (см. рис. 10, 11) показал, что в различных слоях пластов ТП3 и ТП4 в северной переходной зоне существуют области с повышенной газонасыщенностью, из которых можно ожидать притоки газа без воды, что подтверждено в этой зоне испытаниями разведочных скважин. В рассмотренном варианте прогноз указанных зон осуществляется по данным интерполяции модели. Повысить достоверность прогноза позволит применение разработанной методики комплексной интерпретации данных 3D-сейсморазведки
и ГИС с использованием алгоритмов нейронных сетей [2].
***
По мнению большинства исследователей, формирование Бованенковского НГКМ происходило в палеогеновое время, наиболее активно в олигоцене, в результате центростремительной собирательной миграции газа с севера по древнему палеоруслу реки, протекавшей по территории от Бованенковского НГКМ до Харасавэйского месторождения. Палеорусло в северной части полностью, вплоть до деталей, повторяется современной р. Тивтеяха, параллельно сместившейся относительно палеорусла на север, северо-восток. Поступление газа происходило по восточному склону между южной и северной частями месторождения.
Наличие разломной тектоники в кайнозойское время в ареале Бованенковского НГКМ слабо обосновано и не соответствует характеру распределения по его площади различных зон насыщения коллекторов, не связанных с блоковой структурой. Северная часть залежей пластов ТП3, ТП4 по насыщению газом
и «
о" и
1,0 ---
__о_|__
Результаты испытаний: О водонасыщенные коллекторы
разведочных скважин О газонасыщенные коллекторы
разведочных скважин О газонасыщенные коллекторы эксплуатационных скважин
— к* в 0,163
0,0957 + К п
— к ВС = З,2ехр(-10,1КП)
— к ВС = 22ехр(-25К ) пр П-'
0,16 0,18 0,20 0,22 0,24 0,26 0,28 0,30
Кп по данным ГДИС, д.ед.
Рис. 9. Бованенковское НГКМ, пласты ТП1-2^ТП15_16: сопоставление результатов интерпретации данных ГИС в испытанных интервалах коллекторов, зависимости К* = /(Кп), использованной в качестве критерия при выделении эффективных газонасыщенных толщин, и зависимости Кво = /(Кп): Кп - коэффициент пористости; Кво - коэффициент остаточной
водонасыщенности
находится полностью в зоне недонасыщения (или «переходной» зоне). Газонасыщенность колеблется от 0,9 до 0,2, причем максимальные значения соответствуют коллекторам с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами. Толщина зоны недонасыщения залежи пласта ТП3 составляет 70.77 м от кровли зоны на абс. отм. минус 1390 м до единого для залежи ГВК, расположенного в интервале абс. отм. минус 1460.1467 м. Пласт ТП4, вероятно, характеризуется более узкой зоной недонасы-щения коллекторов: кровля зоны находится на абс. отм. минус 1430 м, а ГВК - на абс. отм. минус 1467 м. Таким образом, толщина зоны составляет 37 м. Южная часть залежей имеет мощную зону коллекторов с предельным насыщением. Диапазон газонасыщения предельной зоны составляет 0,95.0,4. Зона недонасыще-ния аналогична северной части залежей с теми же размерами и свойствами. ГВК расположен на абс. отм. минус 1467 м.
Гипотеза блокового строения северной части Бованенковского НГКМ, выдвинутая при подсчете запасов в 2021 г., и соответствующее обводнение по тектоническим разломам блоков не подтверждаются. Бованенковское месторождение в составе пластов ТП1-6 представляет собой пластово-массивную залежь, в северной части по абс. отм. более низкую, а потому находящуюся в естественной зоне недонасыщения газом (переходной). Без учета закономерностей недонасыщения коллекторов это приводит к случайному получению пластовой воды. При прогнозировании участков максимального газонасыщения в переходных зонах и проектировании горизонтальных скважин рекомендуется использовать методику комплексной интерпретации данных 3D-сейсморазведки и ГИС по алгоритмам нейронных сетей.
Слой 1
Слой 2
Слой 3
Слой 4
Газонасыщенность, д.е.
0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9
скважина
граница распространения коллекторов с газонасыщенностью более 0,6
го о го
Рис. 10. Бованенковское НГКМ. Пласт ТП3. Карты газонасыщенности, осреднеиной по отдельным слоям толщиной 4 м (начиная от кровли пласта),
границы которых параллельны кровле и подошве пласта ТП3
(по геомодели подсчета запасов 2021 г.)
Рис. 11. Бованенковское НГКМ. Пласт ТП4. Карты газонасыщенности, осредненной по отдельным слоям толщиной 4 м (начиная от кровли пласта), границы которых параллельны кровле и подошве пласта ТП4 (по геомодели подсчета запасов 2021 г.):
см. экспликацию к рис. 10
со сл
Список литературы
1. Керимов В.Ю. Седиментолого-фациальное моделирование при поисках, разведке и добыче скоплений углеводородов / В.Ю. Керимов, Г.Я. Шилов, Е.Е. Поляков и др. - М.: РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2010. -288 с.
2. Пинчук А.В. Оптимизация кустового бурения на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении по данным совместного анализа сейсмических атрибутов и ГИС с применением алгоритмов нейронных сетей / А.В. Пинчук, Е.А. Пылев, Е.Е. Поляков и др. // Геология нефти и газа. - 2022. - № 2. -С. 17-30.
Structural-lithologic-fluidal model of a unique deposit of TP1-6 horizon at Bovanenkovo oil-gas-condensate field
Ye.Ye. Polyakov1, A.V. Pinchuk1*, S.Yu. Romashchenko1, I.V. Churikova1, V.M. Sleptsova1, A.V. Chichmareva1, A.M. Kiseleva2
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Gazovikov street, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Gazprom Dobycha Nadym LLC, Bld. 14, Pionerskaya street, Nadym, 629736, Russian Federation * E-mail: E-mail: A_Pinchuk@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. There are few the most troublesome questions of the Bovanenkovo oil-gas-condensate field (OGCF) structure, namely these are the water saturation of the TP1-6 layers in the northern part of a deposit observed (by well logs) at higher absolute elevations than the general level of the gas-water contact, and water presence in wells products. Analysis of a TP1-6 fluidal model enables suggesting a new concept of Bovanenkovo OGCF geological structure, which is topical for either calculation of the hydrocarbon reserves, or more efficient development of the TP1-6 deposit.
The article examines the factual capillary dependencies of water saturation from the absolute depth in respect to the TP1-2, TP3, TP4, TP5, TP6 productive reservoirs of Bovanenkovo OGCF. There are few schemes of gas saturation areal distribution depending on the height of the deposit. According to these schemes, there are the zones with extra gas saturation in the TP3 and TP4 beds, which locate within a northern zone of undersaturation (the transient zone). These extrasaturated zones could provide the water-free gas discharges. For this case, prediction is done using the data the model interpolation. It is possible to improve validity of forecasting by means of a new procedure aimed at complex 3D seismic and well logging data interpretation with the neural network algorithms applied.
Keywords: geological structure, fluidal model, forecast, neural networks.
References
1. KERIMOV, VYu., G.Ya. SHILOV, Ye.Ye. POLYAKOV, et al. Sedimentologic-facial modelling at searching, prospecting and recovering hydrocarbon agglomerations [Sedimentologo-fatsialnoye modelirovaniye pri poiskakh, razvedke i dobyche skopleniy uglevodorodov]. Moscow: Gubkin University, 2010. (Russ.).
2. PINCHUK, A.V., Ye.A. PYLEV, Ye.Ye. POLYAKOV, et al. Optimization of multiple well drilling at Chayanda oil-gas-condensate field according to data of simultaneous analysis of seismic attributes and well logs with applied neural network algorithms [Optimizatsiya kustovogo bureniya na Chayandinskom neftegazokondensatnom mestorozhdenii po dannym sovmestnogo analiza seysmicheskikh atributov i GIS s primeneniyem algoritmov neyronnykh setey]. Geologiya Nefti i Gaza, 2022, no. 2, pp. 17-30, ISSN 0016-7894. (Russ.).
