Определение и прогнозирование перспективных зон пласта ВК₁ викуловская свита Ай-Торского поднятия с целью повышения эффективности эксплуатационного бурения скважин

Ильзит Е.В.


ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

Ценность представленного материала заключается в разработанной методике прогнозирования зон с улучшенными коллекторскими свойствами пласта ВК₁
в пределах Каменного (западная часть) ЛУ Красноленинского НГКМ. Разработка данного участка осложнена наличием обширных водонефтяных зон, пониженной нефтенасыщенностью, средними фильтрационно-емкостными свойствами, а также высокой неоднородностью коллектора, наличием врезанной долины и тектоническими нарушениями. Таким образом, прогнозирование перспективных зон имеет большое практическое значение,
так как от предсказания зависит экономическая эффективность расставленного фонда скважин, проходка скважин по коллектору, изменение целей бурения, планирование и успешность геолого-технических мероприятий.
Введение
Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено в западной части ХМАО Тюменской области, центр нефтедобычи находится в г. Нягань. В Красноленинскую группу входит несколько месторождений: Каменное, Талинское, Ем-Ёговское, Северо-Каменное, Пальяновское, Ингинское, Восточно-Ингинское, Поттымско-Ингинское, Елизаровское
и Лебяжье. Сегодня в разработке нефтяной компании «Роснефть» находятся 2 площади:
Ем-Ёговская и Каменная, в пределах которых сосредоточено 63 % запасов нефти
Красноленинского НГКМ (рис. 1). Основные объекты эксплуатационного бурения — пласты ВК₁₋₃ и пласты ЮК₂₋₉.
Перспективы дальнейшего бурения связывают с пластами П (ЮК1) и БГ, а также с отложениями доюрского комплекса (ДЮК).
Рис. 1. Обзорная схема ЛУ Красноленинского НГКМ
Объектом изучения стал участок на северо-западе Каменного ЛУ, название которого приурочено
к структурному элементу — Ай-Торскому поднятию. Разработка данного участка осложнена неоднородностью коллекторов, что приводит к неравномерной выработке запасов за счет прорыва вод (пластовых или нагнетаемых) по высокопроницаемым прослоям и с образованием застойных зон в линзах, а также в межскважинном пространстве в слабодренируемых коллекторах. Наличие зон с невыработанными запасами обусловлено тем, что продуктивные пласты хоть и вскрываются на полную толщину, но в силу достаточно высокой вертикальной неоднородности пластов выработка запасов нефти в первую очередь происходит из высокопроницаемых частей [1].
Это приводит к опережающему продвижению воды (в условиях достаточно эффективного естественного и искусственного водонапорного режима) и соответственно к прогрессирующему обводнению добываемой продукции.
Задачи работы связаны с подбором количественных критериев для выделения перспективных областей, которые в дальнейшем помогут оптимизировать размещение проектного фонда и повысить эффективность эксплуатационного бурения скважин. Для этого необходимо не только детально проанализировать геологическое строение исследуемого участка, но и уточнить условия осадконакопления продуктивных пластов.
Палеогеографические особенности формирования пластов ВК₁ Каменной площади
В работе рассматривается западная часть Каменного лицензионного участка, принадлежащая
АО «РН-Няганьнефтегаз». На палеогеографической карте интервала ВК₁, построенной ООО «ТННЦ»
в 2009 г., видно, что пласт ВК₁ образовался в прибрежно-морских условиях и сложен дельтовым комплексом.
Исследуемый участок Ай-Торского поднятия находится на севере Каменной площади в ближней зоне шельфа и приурочен к фациям подводной дельтовой равнины. Подробная палеогеография
Ай-Торского участка приведена на картах спектральной декомпозиции (рис. 2). В интервале пласта ВК₁ окно ОГ М1 +2/0 мс белым цветом подсвечиваются врезанные палео-долины пластов ВК₂ и ВК₃: Кальмановская (на севере) и Сеульская (на юге). На перетоке двух палео-долин в северо-западном направлении сформировался распределительный канал дельтовой системы, который ранее не картировался на палеогеографических картах.
Рис. 2. Палеогеографическая карта интервала пласта ВК₁ (ТННЦ, 2009). Карты спектральной декомпозиции в интервале пласта ВК₁ (окно ОГ М1
+2/0 мс и -8/0 мс; ПО OpendTect)
Седиментологический анализ разведочных скважин
Седиментологический анализ фонда разведочных скважин Ай-Торского поднятия подтвердил сформировавшуюся модель осадконакопления — дельты волнового типа. Также подтверждается генезис отложений, приуроченный к фациям подводной дельтовой равнины с характерным преобладанием волновой энергии. Основными диагностическими признаками дельтовых отложений на данном участке являются [2]:
  • наличие на значительном расстоянии выдержанных удлиненных мощных песчаных тел;
  • развитие в нижней части разреза существенно глинистых отложений продельты, а в верхней — осадков, близких по вещественному составу и структурно-текстурным характеристикам аллювиальным образованиям;
  • наличие в верхней части разреза отложений, несущих следы вырождения дельтового комплекса;
  • присутствие в осадках остатков солоноводной морской фауны в глинистой части разреза и пресноводной наземной — в песчаной;
  • одновременное присутствие в осадках остатков морской фауны и континентальной флоры.
Наибольший интерес вызвала эксплуатационная скважина № x213 с отбором керна, пробуренная на северо-западе Ай-Торского поднятия в 2019 г. (рис. 3). Скважина № x213 попадает в центр распределительного канала и решает дилемму его образования. Седиментологическое описание скважины подтвердило, что отложения сформированы в условиях продельтового склона — глинистая часть разреза и фронта дельты — песчаная часть. В детальном седиментологическом описании керна с анализом условий осадконакопления скважины № x213 отмечается:
  • переслаивание тонко-мелкозернистых слабосцементированных песчаников с мелкозернистыми глинистыми алевролитами, что говорит о приливно-отливной деятельности моря;
  • ихновиды, характеризующие приливно-отливную дельту, представлены комплексами Palaeophycus, Planolites, Zoophycos. Данные виды предпочитают жесткие воды с изменчивым влиянием приливно-отливной энергии и морской среды;
  • отложения дистальной части фронта дельты — интенсивно биотурбированные — характеризуют медленную и непрерывную скорость седиментации;
  • встречаются органические остатки: углефицированный растительный детрит, что является маркером дельтовых проток и каналов.
Рис. 3. Каменный ЛУ, скважина
№ x213, интервал ВК₁₋₁ (Циклит викуловской свиты) 1 564–1 566 м;
ВК₁₋₂ 1 571–1 573 м;
ВК₁₋₃ 1 579–1 581 м
По седиментационной модели меловых отложений восточной части Каменного месторождения (скв. № 30109, 93123, 31627, 9301 и 203P) — генезис отложений подводно-дельтовый [3]. Ранее
в работах уже встречался подобный разрез в скважине № 93123, который картировался как дистрибутивный канал дельты низкого стояния. Песчаные осадки диагностировались, как отложения активных русел, перемежающихся с небольшими слоями паводков и отмерших русел. Хочется отметить, что зернистость пород в распределительном канале увеличивается снизу вверх, что является отличием от устьевых баров, в которых зернистость пород в разрезе снизу вверх уменьшается. Опесчаниность и выдержанность коллектора в пласте ВК₁ скважины № x213 указывают на изолированность распределительного канала от сильной приливно-отливной деятельности моря. Высокие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) говорят про активную гидродинамику канала, благодаря которой происходила хорошая сортировка материала.
По данным описания керна разведочных скважин за пределами распределительного канала отмечаются текстурно-выраженные кратковременные события высокой энергии: штормы, которые чередуются с более длительными условиями малой энергии при спокойной погоде. Породы-коллекторы такого генезиса (темпеститы) имеют высокую расчлененность и наиболее неблагоприятные фильтрационно-емкостные свойства для разработки [4]. Таким образом, в керне на дельтовый генезис отложений указывают низкая и средняя степень разнообразия следов жизнедеятельности ископаемых организмов, трещины синерезиса, возникающие в результате растрескивания субстрата при смешивании пресных и соленых вод, конседиментационные микросбросы и текстуры оползания, свидетельствующие об отложении в условиях склона при избыточном поступлении осадка.
Определение и прогнозирование перспективных зон пласта ВК₁
Согласно предыдущей стратегии бурения на данном участке было запланировано бурение трех перспективных кустовых площадок: 132, 404 и 314. Планировалось бурение 18 скважин:
13 горизонтальных и 5 наклонно направленных. Эксплуатационное бурение началось с куста 132,
на котором никаких отклонений от геологических и технических показателей не отмечалось. При бурении кустов 314 и 404 на ЭО ВК₁₋₃ был встречен пласт с улучшенными коллекторскими свойствами, где прослеживались высокие значения пористости, проницаемости, коэффициента нефтенасыщенности и эффективной толщины (табл. 1).
Табл. 1. Сравнение технических и геологических показателей пласта ВК₁
Подбор количественных критериев для выделения перспективных зон пласта ВК₁ с улучшенными коллекторскими свойствами
По результатам бурения удалось сформировать количественные критерии для выделения пласта с улучшенными коллекторскими свойствами по площади. Такой пласт-коллектор характеризуется высокими эффективными толщинами, улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и низкой обводненностью скважин.
Первый критерий — эффективные толщины
На исследуемом участке пробурено 156 скважин, объектом разработки которого является пласт ВК₁. Пласт ВК₁ подразделяется на три циклита: ВК₁₋₁, ВК₁₋₂ и ВК₁₋₃ [5].
Циклит ВК₁₋₃ наиболее перспективен в осевой части залежи, которая на сегодняшний день полностью разбурена. При разбуривании краевых частей залежи горизонтальными скважинами вскрывается водонефтяная зона, что приводит к быстрой и высокой их обводненности. Наиболее надежным объектом для бурения скважин является циклит ВК₁₋₂, так как его эффективные толщины выдержаны по вертикали, имеют площадное распространение и удалены от водонефтяной зоны. При вскрытии скважиной пласта с улучшенными коллекторскими свойствами в циклите ВК₁₋₂ появляются дополнительные перспективы бурения. По сравнению с циклитом ВК₁₋₂, где встречаются выдержанные коллектора, в циклите ВК₁₋₁ коллектора маломощные и бурение на них нецелесообразно.
На картах поверхностного атрибута «длина дуги» (рис. 4) представлено ранжирование скважин
по эффективным толщинам. Атрибут «длина дуги» измеряет неоднородность отражения
и используется для количественной оценки латерального изменения формы сигнала.
С использованием данного атрибута в интервале пласта ВК₁ удалось рассмотреть характеристики сейсмического поля и его производных, которые помогли сузить зону поиска и определить предполагаемые границы перспективных областей. На первой карте, представленной для циклита ВК₁₋₁, количество скважин со средними значениями эффективных толщин составляет 23 %
от общего фонда скважин. На второй карте представлен циклит ВК₁₋₂, количество скважин
с эффективной толщиной больше 1,4 м возрастает и составляет 28 %. Это подтверждает, что эффективные толщины циклита ВК₁₋₂ больше, чем в циклите ВК₁₋₁. На третьей карте показаны скважины с максимальными эффективными толщинами, как видно на карте, количество скважин сокращается до 13 %. Скважины с максимальными значениями эффективной толщины концентрируются в оконтуренной зоне и на склоновой части участка в северо-восточном направлении. Выделенные зоны являются наиболее перспективными для бурения по первому количественному критерию.
Рис. 4. Карта поверхностного атрибута «длина дуги» по кубу суммарных амплитуд с ранжированием скважин по эффективным толщинам
Второй критерий — фильтрационно-емкостные свойства и коэффициент нефтенасыщенности
Гистограммы распределения ФЕС подтверждают, что в разрезе присутствует зона с «аномальными» значениями. В выделенной перспективной зоне, по картам поверхностного атрибута «длина дуги», в циклите ВК₁₋₁ отмечаются повышенные значения ФЕС и Кн. В циклите ВК₁₋₂ «аномальные» значения отмечаются только в Кн. Скважины за пределами этой зоны характеризуются стандартными для пластов ВК₁ ФЕС (рис. 5)
Рис. 5. Гистограмма распределения ФЕС по циклитам ВК1-1 и ВК1-2 и численные показатели перспективной зоны
Анализ распределения ФЕС по площади подтвердил не только «аномальные» значения в выделенной перспективной зоне, но и в склоновой части залежи. Данные области приурочены к зонам улучшенных коллекторов для двух циклитов ВК₁₋₁ и ВК₁₋₂. В циклите ВК₁₋₁ для перспективной зоны и склоновой части залежи значения пористости варьируются от 24 до 30 %, проницаемости от 10 до 52 мД, коэффициента нефтенасыщенности от 53 до 64 %. Для циклита ВК₁₋₂ значения пористости варьируются от 27 до 32 %, проницаемости от 30 до 86 мД, коэффициента нефтенасыщенности от 56 до 72 % (рис. 6).
Таким образом, самым надежным критерием деления является коэффициент нефтенасыщенности, так как он подтверждается в двух циклитах и значения в перспективной зоне значительно выше, чем за ее пределами. Для циклитов ВК₁₋₁ и ВК₁₋₂ скважины, имеющие эффективную толщину больше 1,4 м, составили 23 % и 28 % соответственно от общего числа скважин на Ай-Торском участке. Граничное значение по эффективным толщинам в 2 м сократило радиус поиска и сконцентрировало 13 % скважин от общего фонда в условно оконтуренной зоне улучшенных коллекторов.
Рис. 6. Второй критерий выделения перспективных зон: фильтрационно-емкостные свойства и коэффициент нефтенасыщен-ности
ИТОГИ
Разработаны критерии выделения перспективных зон пласта-коллектора в пределах исследуемого участка. Полученные в процессе работы результаты позволяют наглядно оценить зоны развития коллекторов с улучшенными ФЕС на территории Красноленинского свода и перспективы их нефтегазоносности.
ВЫВОДЫ
Cформированы количественные критерии для выделения перспективных зон пласта ВК₁ с улучшенными коллекторскими свойствами. Выделенные перспективные зоны характеризуются высокими эффективными толщинами, коэффициентом нефтенасыщенности и улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Самым надежным критерием деления является коэффициент нефтенасыщенности, так как он подтверждается в двух циклитах.
Предложенная модель осадконакопления — дельта с характерным преобладанием волновой энергии — подтверждается данными седиментологического анализа. Пробуренная скважина № x213 подтвердила гипотезу о том, что генезис найденного канала принадлежит к фациям подводной дельтовой равнины. Найденное геологическое тело является проградирующим дистрибутивным каналом дельты низкого стояния. Дальнейшие перспективы бурения связаны с поиском дельтовых каналов,
в которых отмечаются высокие эффективные толщины и ФЕС.
ЛИТЕРАТУРА
1. Хуснуллина Г.Р. Геологическое строение и условия формирования продуктивных пластов викуловской свиты Красноленинского месторождения нефти (Западная Сибирь). Автореферат диссертации. Тюмень, 2014. 16 с.
2. Лебедев А.И. Фациальный и седиментологический анализ кернового материала с целью оптимизации поисков залежей УВ в пластах группы ВК₁
и ВК₂ Каменного месторождения: отчет о НИР. Тюмень, 2009, 2010. 98 с.
3. Барабошкин Е.Ю. Разработка седиментационной модели меловых отложений по скважинам Каменного лицензионного участка (Красноленинское месторождение). М.: АО «ЛУКОЙЛ», 2010.
4. Александров А.А., Белкина В.А., Казанская Д.А. Особенности геологического строения темпеститов в отложениях викуловской свиты // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2015. № 5. С. 10–15.
5. Алексеев В.П., Лебедев А.И., Прядко А.В.,
Федоров Ю.Н., Хуснуллина Г.Р. Фациальная корреляция пласта ВК₁ (Красноленинское месторождение) в автоматизированном режиме //
Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2011. № 4 (88). С. 9–14
Ильзит Е.В.

ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

evilzit@tnnc.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Материалы: исходные данные ГИС и РИГИС по 156 эксплуатационным скважинам, в качестве входных данных использовались поверхностные характеристики параметров, рассчитанные из амплитудных кубов в двух вариантах обработки с привлечением седиментологического описания керна 11 разведочных скважин.
Методы: комплексный анализ геолого-геофизической информации, проведение динамического анализа, построение карт спектральной декомпозиции, седиментологическое описание керна с анализом условий осадконакопления, поиск и подбор количественных критериев для выделения перспективных зон.
пласт-коллектор, улучшенные коллекторские свойства, прибрежно-морские условия осадконакопления, распределительные каналы, эффективные толщины, фильтрационно-емкостные свойства, коэффициент нефтенасыщенности, Ай-Торское поднятие, Красноленинский свод
Ильзит Е.В. Определение и прогнозирование перспективных зон пласта ВК1 викуловская свита
Ай-Торского поднятия с целью повышения эффективности эксплуатационного бурения скважин // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 2. С. 14–18. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-2-14-18
10.04.2022
УДК 553.982.2
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-2-14-18

Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88