CC BY
1820 ЛЕТ ОАО «ГАЗПРОМ»
УДК 553.98
Г.П. Кузнецова, к.г-м.н., доцент, кафедра промысловой геологии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,
e-mail: [email protected]; Е.Н. Соболева, геолог в отделении ресурсов нефти и газа и мониторинга
недропользования, ФГУП «ВНИГНИ», e-mail: [email protected]; ю.В. Ходорко, геолог,
ООО «Брянскстройизыскания», e-mail: [email protected]
ВЫЯВЛЕНИЕ МАЛОАМПЛИТУДНЫХ
тектонических нарушений
ПО РЕЗУЛЬТАТАМ
детальной корреляции
РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
Статья посвящена вопросам геометризации залежей УВС, возникающих при разном насыщении пластов коллекторов в скважинах, расположенных на одной гипсометрической высоте, в случаях, когда при разбуривании территории месторождений тектонические нарушения не вскрыты скважинами и детальность сейсмических исследований сопоставима с толщиной продуктивных пластов и ограничена условиями их проведения. Предлагается методика выявления местоположения тектонического нарушения и определения его амплитуды.
Часто из-за многочисленных населенных пунктов, водоемов, дорог и земель сельскохозяйственного назначения, расположенных непосредственно в пределах исследуемой площади,результаты проведения сейсморазведочных работ и их детальность не вполне отвечают точности картирования сложных и сравнительно небольших глубинных объектов. В связи с тем что величина амплитуды тектонических нарушений может быть небольшой (5-30 м) и сопоставимой с детальностью сейсмических исследований (5-25 м), при геометризации залежей зачастую возникают проблемы, связанные с определением и обоснованием границ залежей при разном насыщении продуктивного пласта в скважинах, расположенных на одинаковых гипсометрических отметках.
На примере детального изучения геологического разреза одного из месторождений Ставропольского края в статье показаны методические приемы определения и картирования малоамплитудных тектонических нарушений. Согласно карте тектонического райо-
нирования Предкавказья, изучаемое месторождение расположено в При-кумской системе поднятий в зоне сочленения Ачикулакского вала с До-всунским прогибом. Нефтеносность месторождения связана с отложениями черкесской и керестинской свит палеогеновой системы и подтверждена опробованием скважин. Разрез характеризуется сложным строением, изменчивостью литологического состава пород,тонкослоистым чередованием пластов с большим диапазоном изменения коллекторских свойств, значительной глинистостью карбонатных пород, обладающих вторичной пористостью. Коллекторы представлены плитчатыми, битуминозными известняками и тонкоплитчатыми, трещиноватыми мергелями с большим количеством останков рыб, сульфида железа и рассеянного органического вещества. Породы интенсивно трещиноватые. Трещины вертикальные, горизонтальные, прямые, открытые, незатухающие, стенки трещин ровные и чистые. Глинистая составляющая продуктивных отложений представлена в основном гидрослюдой и хлоритом.
В качестве основы для структурных построений залежей использовались 3й-сейсмические исследования и результаты корреляции разрезов скважин. При геометризации залежей в соседних скважинах было установлено разное насыщение (нефть и вода) пласта на одинаковых абсолютных отметках. Поэтому для выяснения причин разного насыщения пластов и обоснования границ залежей было принято решение более детально изучить геологический разрез скважин, расчленить его на литологические пачки, проанализировать толщину разреза в целом и каждой пачки в отдельности.
Геологический разрез скважин описан следующими геофизическими исследованиями: методами сопротивления (боковой каротаж БК, потенциал-зондирование ПЗ, боковое каротажное зондирование БКЗ), радиоактивными методами (гамма-каротаж ГК, нейтронный гамма-каротаж НГК), кавернометри-ей (КВ), методом потенциалов СП. Для выполнения корреляции карбонатного разреза наиболее информативными методами являются БК, ГК, НГК и КВ.
рис. 1. типы разрезов различных блоков. выравнивание разрезов выполнено на кровлю пачки 6 (голубого цвета)
Изучаемый разрез по характеристикам кривых ГИС условно был разделен на 14 литологических пачек (рис. 1). Критерием сопоставления разрезов скважин послужило сходство конфигурации кривых выбранных геофизических методов, соответствующих одноименным пластам. Пласты-реперы изучаемого разреза, наиболее выдержанные по толщине и площади, литологически отличаются от выше- и нижележащих пластов и уверенно фиксируются на диаграммах ГИС максимальными показаниями метода ГК и пониженными показаниями НГК. По разрезу снизу вверх выделяются и прослеживаются четыре репера: пачка 1, пачка 2, пачка 12 и пачка 14.
Результаты детальной корреляции показали, что в полном объеме во всех
I тип 29
о28 0
49
типом разреза:
■ - I тип
• - II тип
• - III тип
о - IV тип
• - V тип
— " - разломы
° IV тип
разрезах скважин присутствуют пачки (снизу вверх) 1, 2, 4, 5, 6, 10, 11, 12, 13 и 14, а разрезы группируются по их одинаковому геологическому строению и локализованы по площади месторождения. Всего было выделено пять типов разреза. На рисунке 1 представлен результат детальной корреляции скважин, характерных для каждого типа разреза.
На рисунке 2 условными знаками (круги разного цвета) показана локализация типов разреза по площади месторождения. Наибольшей толщиной представлен разрез первого типа в скважинах 28, 49, 15 и 16 в северозападной части месторождения. Здесь отсутствует только пачка 3. Пачки 4 и 11 содержат залежи нефти.
Второй тип разреза выделен в сква-
рис. 2. расположение разных типов разрезов по площади месторождения
жинах 47, 27 и 22. Здесь появляется пачка 3 и отсутствует пачка 9. Разница в толщинах разрезов I и II типов составляет 3 м.
Третий тип разрезов выделен в скважинах 46, 8, 14, 40, 42 и 12 центральной части месторождения. Этот тип разреза отличается отсутствием пачек 8 и 9 и незначительным увеличением толщины пачки 3. В сумме разница в толщинах по сравнению со II типом составляет 5 м. Четвертый тип разреза выделен в скважинах 38, 1, 6, 25 и 4. Характерной чертой этого типа является полное отсутствие в разрезе пачек 3, 7, 8 и 9. Разница в толщинах по сравнению с III типом составляет 24 м.
И пятый тип разреза выделен в скважинах 33, 45 и 20 в юго-восточной части месторождения. Этот тип характеризуется наличием пачки 3 и незначительной толщиной пачки 7. Разница в толщине по сравнению с IV типом разреза составляет 7 м.
Анализ изменения толщин выполнен в последовательности от I до V типов разреза в связи с их расположением по площади месторождения. Максимальная толщина отложений, которая выпадает из разреза (при сравнении I - наиболее полного и IV - наиболее размытого типов разреза), составила 35 м. Поскольку скважины группируются по типам разрезов и локализованы определенной площадью, можно говорить о тектонической раздробленности территории изучаемого месторождения. Разные типы разрезов и их локализация по площади свидетельствуют о разной тектонической активности участков территории месторождения. Отсутствие пачек 7, 8 и 9 в разрезах II, III, IV и V типов связано с активными восходящими тектоническими движениями и размывом этих отложений. Разная амплитуда этих движений обу-
II тип
16
47
III тип
27
23 у' V тип
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ 20 ЛЕТ ОАО «ГАЗПРОМ»\\ 41
20 ЛЕТ ОАО «ГАЗПРОМ»
рис. 3. обоснование внК залежей разных блоков продуктивного пласта керестинской свиты
рис. 4. Залежи керестинской свиты. Карта поверхности кровли продуктивного пласта
словила размыв пачек от 7 до 9 на разных участках площади. Аналогичная, но менее активная картина характерна и для отложений пачки 3, которые полностью размыты в скважинах I и IV типов разреза. Тектонические инверсии участков сформировали блоковое строение изучаемой территории, а границы смены типов разреза являются границами тектонических блоков. Подтверждением наличия тектонических нарушений также является разный характер насыщения продуктивных пластов в скважинах, расположенных
на одинаковой гипсометрической высоте (например, скважины 47 и 49 или скважины 13 и 38 для продуктивного пласта керестинской свиты (рис. 3)), а также сильная трещиноватость керна. В связи с малой амплитудой тектонических инверсий,сопоставимых с детальностью 3й-сейсмических исследований, они не были выявлены этими исследованиями на данном месторождении. Амплитуда тектонических нарушений может быть определена по отсутствующей толщине отложений разреза.
В отложениях керестинской свиты залежи нефти расположены только во II и IV блоках (рис. 3, 4). Для продуктивного пласта черкесской свиты а.о. ВНК с диапазоном изменения в 40 м также обосновывается блоковым строением залежей.
Таким образом, методика выявления местоположения границы тектонического нарушения на исследуемой площади и его амплитуды в случае, когда собственно тектоническое нарушение не вскрыто скважиной, сводится к следующей последовательности:
1) выбор и обоснование комплекса геофизических методов для корреляции разрезов скважин;
2) выделение реперов в разрезе опорной скважины и прослеживание их в разрезах всех скважин;
3) анализ карты толщины пласта;
4) расчленение изучаемой части разреза на литологические пачки, детальная корреляция разрезов, выявление общих закономерностей в залегании отложений, анализ результатов;
5) группирование разрезов по типам, локализация их по площади, определение границы смены типов разреза;
6) выявление отсутствующих участков в разрезах различных типов, определение амплитуды тектонического нарушения, которая соответствует толщине размытых отложений;
7) анализ характера насыщения пласта в скважинах в пределах участка площади одного типа разреза и на границе смены их типов.
Впервые методика выявления местоположения тектонических нарушений по результатам детальной корреляции и группирования разрезов с дальнейшей их локализацией по площади была предложена и опробована на зарубежном месторождении Alian (Гутман И.С., Кузнецова Г.П., 2003 г.). Были выделены и локализованы по площади три типа разреза в продуктивных терригенных отложениях Shiranish и карбонатных отложениях Massiv. Исследуемая территория месторождения по смене типов разреза условно разделилась на три блока. Анализ кернового материала и результатов интерпретации ГИС позволил выделить в продуктивных пластах четыре литотипа пород-коллекторов по их фильтрационно-емкостным характеристикам и проследить их распростра-
нение в пределах выделенных блоков. Анализ работы скважин показал, что скважины с одинаковым типом разреза имеют схожую динамику основных показателей разработки (Чоловский
И.П.), а граница смены типов разреза является границей тектонических блоков. В дальнейшем результаты дешифрирования космических исследований установили наличие линеаментов (эле-
менты рельефа планетарного масштаба, связанные с глубинными разломами) на границах смены типов разрезов и подтвердили тектоническую раздробленность залежей месторождения.
Литература:
1. Гутман И.С., Кузнецова Г.П. Шарифуллин Ф. А., Акчурина Н.Ч., Сорокина О.И. Особенности клиноформного строения нижней части неокомских продуктивных горизонтов БВ9-22 (ачимовских отложений) Самотлорского месторождения / «Технологии нефти и газа», №1. - М., 2004.
2. Гутман И.С., Балабан И.Ю., Кузнецова Г.П., Копылов В.Е., Лисовский Н.Н, Староверов В.М. Отечественный комплекс AutoCorr для выполнения корреляции разрезов скважин в автоматическом и полуавтоматическом режимах, моделирования залежей, подсчета запасов УВ и проектирования разработки/ «Вестник ЦКР РОСНЕДРА», №2. - М., 2005.
3. Гутман И.С., Балабан И.Ю., Кузнецова Г.П., Староверов В.М. Моделирование залежей углеводородов. Корреляция разрезов скважин в автоматическом и полуавтоматическом режиме с помощью программы AutoCorr (SPE-104343) / Материалы конференции. Т. 2, с. 487-495, SPE (SPE Russian Oil and Gas 2006, Moscow, October - Technology & Engineering to the fore at Russian show) - Мир технологий для уникальных ресурсов. - М., 2006.
4. Гутман И. С., Кузнецова Г. П., Лисовский Н. Н. Детальная корреляция геологических разрезов скважин на поздних стадиях изученности залежей УВ / Материалы расширенного заседания ЦКР РОСНЕДРА «Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в завершающей стадии». Издание НП НАЕН. - М., 2007.
5. Гутман И.С., Кузнецова Г.П., Саакян М.И. Детальная корреляция разрезов скважин с помощью программного комплекса AutoCorr/ «Геоинформатика», №2. - Киев, 2009.
6. Гутман И.С., Кузнецова Г.П., Марьина А.В. и др. Особенности формирования клиноформ в ачимовской толще Западной Сибири по данным бурения и сейсмических исследований / «Территория НЕФТЕГАЗ», №8. - М., 2011.
Ключевые слова: геофизические исследования скважин, пласт-репер, корреляция разрезов скважин, пласт-коллектор, характер насыщения, гипсометрическая высота, анализ ВНК, дифференциация разреза, анализ толщины пачек, типы разрезов, тектоническое нарушение, тектоническая раздробленность территории, малоамплитудное нарушение, разлом.
АРМ ГАРАНТ
1993-2013
Электроприводы ЭВИМТА
для задвижек ДУ 50 -1200 мм
Пневмоприводы ПСДС
для шаровых кранов ДУ 300 -1000 мм
Монтажные,пусконаладочные, ремонтные работы
на объектах нефтегазового комплека
г. Уфа, ул. Р. Зорге,.19/5 тел./факс: (347) 223-74-15, 223-74-17 e-ma¡l: [email protected]
www.armgarant.ru
