CC BY
18ГЕОЛОГИЯ
УДК 552.578.2:551.462.52
ю.в. Алекперов; А.в. лобусев, д.г.-м.н., профессор; м.А. лобусев, к.т.н.; п.н. страхов, к.г.-м.н.,
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, e-mail: nauka_rgu@mail.ru
уточнение геологических моделей с целью повышения эффективности разработки залежей нефти и газа на примере использования карт временных толщин при интерпретации материалов сейсморазведки
Работа посвящена одному из важнейших вопросов освоения месторождений нефти и газа - повышению надежности трехмерных геологических моделей. Рассматриваются методические приемы привлечения материалов сейсморазведки при прогнозировании характера изменения коллекторских свойств в меж-скважинном пространстве. Особое внимание уделено анализу карт временных толщин между целевыми горизонтами при построении трехмерных моделей. Описаны геолого-геофизические обстановки, в которых данная методика дает наилучшие результаты.
Создание и уточнение геологических моделей месторождений является неотъемлемым этапом при их подготовке к разработке, а для средних, крупных и гигантских месторождений - и на стадиях разработки. Именно на их основе рассчитываются гидродинамические модели залежей, с последующим этапом подготовки или корректировки проектной документации разработки месторождений. Мировой опыт создания трехмерных геологических моделей показывает, что адекватность построений исследуемым природным объектам зависит от корректности комплексирования и полноты использования материалов 3D-сейсморазведки и бурения. Результаты интерпретации скважинной информации в значительной степени определяют вертикальную детализацию моделей, сейсмические - латеральную. Именно корректность интерполяции, в условиях анизотропии петрофизических параметров с учетом свойств волнового поля, во многом предопределяет эффективность освоения залежей углеводородов.
В данной работе затрагивается только одна из возможностей использования интерпретации данных сейсморазведки, которая на практике не всегда учитывается при построении моделей месторождений. Речь идет об использовании карт временных толщин при геологическом моделировании, которые, как будет показано ниже, несут значительные объемы полезной информации и могут быть необходимы для получения очень интересных результатов. Особенно это актуально при изучении продуктивных отложений на территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Карты временных толщин могут и, на наш взгляд, должны рассматриваться в качестве обычного сейсмического атрибута при построении геологических моделей. В определенных ситуациях изменения физических свойств целевых отложений определяют смещение приуроченного к ним отражения или к кровле, или к подошве исследуемого объекта. Это отмечается при изуче-
нии продуктивных отложений, перекрывающих глинистую покачевскую толщу, характеризующуюся аномально низкими значениями акустической скорости и плотности. В частности, данные пласты присутствуют на Ва-тьеганском, Восточно-Придорожном, Когалымском, Кустовом, Нонг-Еганском, Южно-Ягунском и ряде других месторождений.
В качестве примера рассмотрим отложения пласта БВ2Нонг-Еганского месторождения, который представлен переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых отложений. Относительно перекрывающих глинистых пород песчано-алевролитовые отложения пласта БВ2 характеризуются повышенной средней интервальной скоростью -3630 м/с, против 3360 м/с (рис. 1а). В то же время плотность пород коллектора в среднем немного меньше, чем в глинистых отложениях - 2,26 г/см3 и 2,33 г/см3 соответственно (рис. 1б). Подстилают пласт БВ2 отложения покачевской толщи, которые характеризуются ано-
Рис. 1. Иллюстрация моделирования характера изменения временных толщин в взависимости от физических свойств пласта БВ2, перекрывающего покачевскую толщу
мально низкими значениями скорости (в среднем - 3300 м/с) и плотности (в среднем 1,91 г/см3). В результате пласту БВ2 в волновом поле соответствует положительное колебание (рис. 1в). Исследуем особенности изменения свойств волнового поля, возникающие в результате увеличения эффективных толщин продуктивного горизонта БВ2. Рассматривается случай, когда рост эффективных толщин происходит в результате увеличения содержания пород-коллекторов в нижней части разреза исследуемого пласта. Фактически создается ситуация, которая нередко возникает при образовании вреза с последующим его заполнением отложениями с достаточно хорошими фильтрационно-емкостными свойствами.
При сейсмогеологическом моделировании всем перекрывающим глинам, песчано-алевролитовым породам и подстилающим отложениям покачевской толщи присваивались соответствующие средние значения. Моделирование показало (рис. 1г), что увеличение эффективных толщин сопровождается
смещением экстремума положительного отражения к подошве пласта и как следствие - уменьшением временной толщины между отражениями БВ2 и Н. Аналогичная закономерность прослеживается при интерпретации реальной сейсмической съемки. Наибольшие значения эффективных толщин по скважинным данным отмечаются в местах сокращения исследуемых временных толщин (рис. 1д). При этом коэффициент корреляции между этими параметрами составил 0,69.
Для определения надежности построения карты эффективных толщин дополнительно привлекался сейсмический атрибут - доля окна с половиной энергии сигнала (рис. 2). При этом отмечается достаточно хорошая сходимость между общими закономерностями характеров распространения по площади временных толщин между отражениями БВ2-Н и карты эффективных толщин пласта БВ2.
При анализе седиментационных сре-зовсейсмического временного куба, параллельных отражению Н (вблизи покачевской глинистой толщи), отмечено,
что зоны распространения положительных амплитуд практически совпадают с местами увеличения эффективных толщин анализируемого пласта. Полученные данные достаточно убедительно показывают правомерность предлагаемого методологического подхода при интерпретации материалов сейсморазведки.
Карта эффективных толщин, построенная на основании комплексной интерпретации материалов сейсморазведки 3D и бурения, были использованы в ходепостроения трехмерной цифровой геологической модели (рис. 3) в качестве аргумента.
При моделировании применялся стохастический метод расчета. В результате выявлены интереснейшие особенности изменения строения продуктивных отложений, как площади, так и по разрезу. Установлено, что пласт не является однородным. Отчетливо прослеживаются несколько групп слоев коллекторов, которые в ряде случаев обособляются друг от друга практически непроницаемыми отложениями. Причем в районе развития вреза породы коллекторы
геология
Рис. 2. Выявление и оконтуривания коллекторов пласта БВ2
Рис. 3. Иллюстрация характера распространения петрофизических свойств пласта БВ2
формируют систему, гидродинамическая сообщаемость которой с основной фильтрующей системой резервуара имеет явно ухудшенный характер.
Из приведенного описания геологической модели следует, что для рассматриваемого пласта абсолютно не характерно плавное изменение петрофизических свойств отложений, чаще имеет место достаточно резкая их смена. Исследования показали,что анизотропия фильтрационно-емкостных свойств целевых пород развита повсеместно, и в первую очередь это проявляется по разрезу. В результате не приходится ожидать вытеснения нефти по всему фронту равномерно, так как весьма вероятна возможность опережающего заводнения пласта по слоям с улучшенной проницаемостью. Также полученные закономерности представляется целесообразным учитывать при проведении гидроразрыва пласта(ГРП) и горизонтального бурения. В случаях дополнительной стимуляции слоев с улучшенными коллекторскими свойствами следует ожидать уменьшения коэффициента охвата, что, в свою очередь, негативно повлияет на коэффициент извлечения нефти.
Кроме этого, карту временных толщин можно рассматривать как геологический атрибут, в ряде случаев отражающий особенности палеогеографической обстановки,которая существовала в момент аккумуляции исследуемых отложений. Зоны увеличенных значений данного параметра, как известно, соответствуют более погруженным участкам, и наоборот, уменьшенных значений -приподнятым.
Определенные сложности возникают при количественном прогнозировании петрофизических параметров в межскважинном пространстве. При использовании карты временных толщин следует учитывать особенности осадконакопления [2, 3, 4]. В случае некомпенсированного прогибания увеличение данного параметра, как правило, сопровождается уменьшением толщин песчано-алевролитовых отложений и ухудшением их емкостных свойств. Во многом это обусловлено последовательным увеличением глубины палеобассейна и, следовательно, снижением гидродинамической активности, что, в свою очередь, способствует созданию
благоприятной обстановки для преимущественной седиментации глинистого материала (рис. 4).
При компенсированном осадконакопле-нием прогибании отмечается обратная зависимость: участки с наименьшими временными толщинами, как правило, быстрее достигали уровня моря. Эти случаи отвечают регрессии, когда прекращались процессы осадконакопления с последующим началом размыва ранее накопившихся отложений или происходило заболачивание территории и формирование лагун, что также отрицательно влияло на скорость накопления песчано-алевролитового материала. Наши исследования показали, что использование карт временных толщин может существенно повысить информативность результатов интерпретации материалов сейсморазведки, 30-информативность, в тех случаях, когда отмечается по ряду сейсмогеологи-ческих причин искажение амплитудночастотных свойств волнового поля. В частности, анализ данных карт был с успехом использован при построении геологической модели группы пластов
Рис. 4. Иллюстрация характера соотношений толщин песчано-алевролитовых отложений и временных толщин между опорными горизонтами
ЮС2-4 Южно-Конитлорского месторождения, представленных неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников, накопление которых происходило преимущественно в болотно-озерной обстановке. Изучение данных отложений сейсмическими методами существенно осложнялось в
результате искажения свойств волнового поля в районах развития морфо-скульптурбаженовской свиты (рис. 5а, 5б). В этих условиях использовалась карта временных толщин между отражениями Югл и ЮС4поДошва (рис. 5а). Была установлена прямо пропорциональная зависимость между данным параметром
Рис. 5. Иллюстрация использования временных толщин между отражениями при прогнозировании эффективных толщин группы пластов ЮС2-4 Южно-Конитлорского месторождения
ГЕОЛОГИЯ
Л. Фрагмент трехмерной геологической мосет группы таспим ЮС} 4
Б Трехмерное изображение В. Трехмерно* изображение
эффективных птщин эффективных тинцин
пігіпиґі ЮСп .ути?ы лмглЮй ЮС 1гЛ
Рис. 6. Характер распространения коллекторов в отложениях группы пластов ЮС2_4 Южно-Конитлорского месторождения
и эффективной толщиной. Коэффициент корреляции составил 0,91, среднеквадратическая погрешность - 2,3 м. Отметим, что полученная зависимость, в принципе, характерна для отложений тюменской свиты Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В первую очередь это связано с особенностями накопления данной толщи в континентальных условиях. Песчаный материал, присутствие которого положительно влияет на коллекторские свойства отложений, преимущественно накапливается в руслах рек и в пределах крупных озер. В мелких озерах и болотах аккумулируется главным образом глинистая составляющая осадка, что предопределят уменьшение содержание песчаной фракции отложений навозвышенных участков территории осадконакопле-ния. В свою очередь, в районе развития самих палеоподнятий характерно сокращение временных толщин между отражениями.
Таким образом, можно говорить, что участки распространения уменьшенных временных толщин между исследуемыми отражениями, в общем, соответствуют зонам или болот, или наиболее интенсивно заболачиваемых участков палеоозера, где подвижность водной среды существенно ограничивало активное распространение соответствующей фауны. В относительно более глубоководных районах палеоозера, очевидно, негативное влияние растений на гидродинамическую активность было существенно меньше, что, в свою очередь, создавало благоприятные условия для интенсивного накопления песчано-алевролитовых отложений со сравнительно хорошими фильтрационноемкостными свойствами. Также более глубокие участки, как правило, имеют более хорошую гидродинамическую связь с основной частью водоема, что определяет увеличение активности волн [3]. Кроме этого, следует иметь в
виду, что на территории более глубоких областей палеоозера процессы осадко-накопления в сравнительно подвижной среде протекали дольше, создавая тем самым благоприятные условия для аккумуляции песчано-алевролитовых отложений.
Выявленные закономерности позволили использовать карту временных толщин между отражениями Югл и ЮС^дошва в качестве аргумента при стохастическом расчете трехмерной цифровой геологической модели группы пластов ЮС2-4 (рис. 5). Осуществленное логическое объединение сейсмических и скважинных данных в ходе данного процесса позволило установить линзоподобный характер строения рассматриваемых отложений. Это положение следует учитывать при выборе и адаптации методики воздействия на пласт в ходе разработки залежей, приуроченных к тюменской свите.
Весьма велика геологическая информативность карт временных толщин при изучении отложений, аккумуляция которых осуществлялась на завершающих этапах компенсации регионального прогибания, начавшегося в волжский век (завершение трансгрессии). В этот период происходило заполнение палеобассейна осадконакопления путем бокового наращивания. В частности, аналогичные толщи встречаются на Восточно-Придорожном (группа пластов БВ4), Курраганском (группа пластов БВ6), Северо-Покачевском (группа пластов БВ10), Южно-Конитлорском (группа пластов БС10) и ряда других месторождений.
Остановимся подробнее на строении группы пластов БВз1 Курраганского месторождения. Рассматриваемые отложения имеют клиноформный тип строения (рис. 7а). Выделяются четыре пласта, которые последовательно погружаются в западно-северо-западном направлении. В восточно-северо-восточной части пласты выклиниваются. По направлению падения пластов происходит их глинизация. Обусловлен этот эффект последовательным увеличением глубины палеобассейна (рис. 7б) и, как следствие, уменьшением гидродинамической активности среды осадконакопления. В результате происходило ухудшение сортированности кластогенного материала и уменьшение пористости [3]. Для
Рис. 7. Иллюстрация использования временных толщин между отражениями при прогнозировании пористости пласта БВ8 Курганского месторождения
пласта БВ81Б данный параметр хорошо коррелируется с временной толщиной между отражениями БВд1 и БВ81Б (рис. 7в). Отражение БВ^ соответствует подошве глинистой толщи, выполняющей функцию региональной покрышки для отложений рассматриваемой группы пластов (рис. 7а). Отражение БВ81Б формируется вблизи подошвы одноименного пласта (рис. 7а). Практически рассматриваемая карта временных толщин отражает палеогеографическую обстановку, существовавшую во время осадконакопления данного пласта БВ81Б. Увеличение данного параметра, которое, в общем, указывает на погружение дна палеоморя, сопровождается уменьшением пористости.
Наряду с перечисленными способами учета временных толщин заслуживает внимания еще один методический прием [1]. В этом случае анализируется не собственно временная толщина, измеренная между отражающими горизонтами, а расхождения расчетных и фак-
тических времен целевого отражения. Данный параметр совместно с другими сейсмическими атрибутами успешно использовался при прогнозировании эффективных толщин пласта ЮВ11Нонг-Еганского месторождения. Был проведен анализ отражений Т1 и ЮВ11 (рис. 5а). Времена данных отражений, как и следовало, ожидать, достаточно хорошо описываются линейной функцией с коэффициентом корреляцией 0,98 (рис. 5б):
Т0(ЮВ11) = 0,96.Т0(Т1) + 24,8.8(1)
Где Т0(ЮВ11) - время регистрации отражения ЮВ11, мс;
Т0(Т1) - время регистрации отражения Т1, мс.
На основании вышеизложенной эмпирической формулы было рассчитано время отражения ЮВ11. Затем определены расхождения между расчетными и фактическими временами целевого отражения. Полученный параметр до-
статочно хорошо коррелируется с эффективными толщинами пласта (рис. 8в). Отметим, что совместно с другими сейсмическими атрибутами он успешно использовался при построении прогнозных карт петрофизических свойств пласта. По существу, карта расхождений расчетных и измеренных времен целевого отражения в определенной степени отражает амплитуду и направленность палеотектонического движения в момент аккумуляции отложений васюганской свиты. На участках, в пределах которых расчетные времена отражения превосходят фактические, очевидно, преимущественно формировались положительные структуры. Это отразилось на особенностях развития процессов седиментогенеза и пространственном положении фаций и изменениях коллекторских свойств целевых отложений.
Карта эффективных толщин, рассчитанная на основании полученной зависимости, была использована в качестве
1Б
геология
Рис. 8. Методический прием использования времени отражения пласта Ю11 при прогнозировании эффективных толщин в межскважинном пространстве
аргумента при построении трехмерной стохастической геологической модели пласта ЮВ11. Полученная модель достаточно хорошо объясняет причины ослабления контроля сохранности залежей структурным фактором (рис. 9). На границах фациальных зон происходило последовательное чередование аккумуляции осадков, глинизирующихся по направлению к месту положения залежи, и слоев, ухудшение ФЕС которых происходило в противоположном направлении. В результате происходило формирование зоны, в которой нарушалась гидродинамическая сообщаемость в пределах рассматриваемого природного резервуара. Это, в свою очередь, определило создания литологического экрана.
Завершая тему использования карт временных толщин, при интерпретации сейсмических данных, представляется целесообразным напомнить еще один методический прием. Его достаточно успешно использует широкий круг специалистов, занимающихся структурными построениями на территории
Западной Сибири. В основе его лежит давно замеченная закономерность сокращения временных толщин между опорными горизонтами над большинством положительных структурных элементов осадочного чехла. И наоборот, над отрицательными структурами, как правило, фиксируется увеличение данного параметра.
Карты временных толщин между целевыми отражениями следует рассматривать в качестве важнейшего инструмента прогнозирования характера изменения петрофизических свойств исследуемых объектов. В комплексе с традиционными сейсмическими атрибутами рассматриваемый параметр следует использовать для построения трехмерных геологических моделей. От успешности развития трехмерного моделирования во многом зависит возможность увеличения эффективности освоения залежей углеводородов. Именно данная технология позволяет совмещать разрешающие способности: как по разрезу - результаты интерпретации скважинных данных, так и по
латерали - материалы динамического анализа волнового поля (сейсморазведка).
Возможности прогноза фациального состава и коллекторских свойств по данным 3D-сейсморазведки в межскважин-ном пространстве в настоящее время используются не в полной мере, хотя очевидно, что адекватные природным объектам геологические модели предопределяют правильность определения извлекаемых запасов и коэффициент извлечения нефти.
Недостаточный учет анизотропии целевых отложений на практике приводит к тому, что в процесс вытеснения нефти из продуктивных отложений вовлечены лишь их части, отличающиеся улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Значительные запасы нефти, приуроченные к коллекторам среднего и низкого качества, остаются в пластах не вовлеченными в разработку, и интенсификация добычи с применением ГРП в этих частях разреза также часто мало эффективна. ГРП и методы ППД приводят в этих случаях к увеличению коэф-
fi. Профильный разрез трехмерной модели іпаста ЮН/
Рис. 9. Строение пласта ЮС11 Нонг-Еганского месторождения
фициента охвата, но могут отрицательно сказываться на коэффициенте вытеснения, в целом не повышая конечный КИН. Моделирование и прогноз анизотропии
коллекторских свойств, по данным интерпретации 3D-сейсморазведки, в этой связи приобретают особую значимость и актуальность.
Компания АКРУС® - российский разработчик и производитель противокоррозионных защитных лакокрасочных материалов марки АКРУС®, спициального и промышленного назначения.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ:
• Нефтехимическая индустрия
• Нефтегазодобывающая промышленность
• Судостроение
• Машиностроение
• Мостостроение
• Гражданское строительство.
Срок службы покрытий не менее 15-2D лет в зависимости от категории коррозионности окружающей среды, что подтверждено испытаниями профильных институтов. Материалы марки АКРУС® отличаются значительной износо- и атмосферостойкостью к различным погодным условиям и экологическим воздействиям,разработанные с использованием инновационных технологий в соответствии со стандартами ISO, ASTM, ГОСТ РФ
Мы производим только защитные покрытия. Это позволяет нам концентрироваться на особенностях их изготовления и потребления.
0 ISOIoob
117420, г. Москва, ул. Намёткина, д. 10Б Тел./факс: +7 (495) 363-56-69 e-mail: info@akrus-akz.ru www.akrus-akz.ruwww.aKpyc.p41
Литература:
1. Глебов А.Ф., Кошовкин И.Н., Зверинский К.Н. Кинематические и динамические параметры МОГТ - основа сейсмогеологического моделирования нефтяных и газовых резервуаров // Геофизика, Специальный выпуск, 2001. С. 55-66.
2. Лобусев А.В. Геолого-промысловые основы моделирования залежей нефти и газа. - М.: Недра, 2010. С. 248.
3. Рухин Л.Б. Основы литологии. Учение об осадочных породах. - Л.: Недра, 1969, С. 703.
4. Страхов Н.М. Типы литогенеза и их эволюция в истории Земли. - М.: Госге-олтехиздат, 1963. С. 535.
5. Страхов П.Н. Формирование каверно-порового пространства в карбонатных отложениях. - М.: Информационно-внедренческий центр «Маркетинг», 2005. С. 76.
6. Sandstone Depositional Environments edited by Peter A. Scholle, Darwin Spearing. - AAPG, Memoir31, Tulsa, Oklahoma 74101, U.S.A., 1992. P. 410.
Ключевые слова: геологическая модель, разработка залежей нефти, временные толщины, эффективные толщины, нефтегазоносность, сейсморазведка, скважина, пористость, фильтрационно-емкостные свойства, месторождение.
