Неантиклинальные залежи Ай-Пимского вала
Шустер В.Л., Волошин М.Г., Тюкавкина О.В., Волошина Е.В., Капитонова И.Л.
ИПНГ РАН, РГГУ им. Серго Орджоникидзе, РУДН
В работе рассмотрены вопросы детального построения 3D-моделей для увеличения положительного эффекта при решении вопросов картирования тонкослоистых коллекторов пласта АС₁₂ и повышения эффективности извлечения запасов углеводородов из неантиклинальных, низкопроницаемых залежей в пределах длительно разрабатываемых месторождений. Предложенный авторами подход к моделированию поможет оценить сложность строения залежи пласта АС₁₂ в пределах разрабатываемых месторождений
Ай-Пимского вала и соседних площадей Метельной группы поднятий, а также оценить возможность обнаружения перспективных нефтенасыщенных зон и
в некотором смысле исключить значительные затраты и рискованные инвестиции на постановку поисковых работ.
Ай-Пимского вала и соседних площадей Метельной группы поднятий, а также оценить возможность обнаружения перспективных нефтенасыщенных зон и
в некотором смысле исключить значительные затраты и рискованные инвестиции на постановку поисковых работ.
Введение
В настоящее время оценка ресурсной базы продуктивных горизонтов месторождений Западной Сибири, которые находятся длительное время в эксплуатации, является одним из самых актуальных вопросов, ответ на который может быть дан только при «индивидуальном» подходе к изучению залежи и определению вектора исследований, обусловленного как геологическими, так и технологическими особенностями объекта разработки.
Актуальность исследований обусловлена фактором инвестирования нефтяными компаниями средств в основном на доизучение длительно разрабатываемых месторождений с относительно высокой степенью разбуренности площади. При этом завершающая стадия разработки месторождений требует применения усовершенствованных методов изучения сложнопостроенных объектов, в том числе неантиклинальных залежей, с помощью комплексирования разнородной
геолого-промысловой информации, качественной интерпретации данных сейсморазведки (2D, 3D, МГОТ), ГИС и бурения для построения адекватных моделей и подсчета запасов нефти и газа. При этом особое внимание должно уделяться скважинным данным: группировке скважинных данных по качеству; полноте и равномерности их распределения по площади исследуемого участка; выявлению возникающих неточностей (например, погрешностей при регистрации сигналов
в зондах, при измерениях инклинометрии, в скважинных отбивках реперов и др.).
Картирование тонкослоистого коллектора в условиях разнородной геолого-промысловой информации, оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора по вертикали (стволу скважины) и по латерали, выявление участков для первичного разбуривания исследуемой площади.
На основании обобщения исследований, проведенных авторами [1], которые суммировали материал по нижне-среднеюрским отложениям Западной Сибири и выявили отчетливые закономерности
в развитии процессов осадконакопления, обусловленные многими причинами, в том числе колебаниями уровня сибирских морей [1], стало возможным детализировать геолого-промысловые данные в уже установленных границах горизонтов, пачек, свит, подсвит глинистого состава, отвечающих времени повышения уровня сибирских морей и преимущественно песчано-алевритовых толщ, отвечающих времени регрессий. Эта особенность строения разрезов отражена
в региональных корреляционных стратиграфических схемах отложений Западной Сибири, утвержденных МСК РФ в 1991 и 2004 гг., а также в работах [2–4], и явилась основой для выделения нефтегазогеологических подразделений (комплексов, подкомплексов и экранирующих толщ, продуктивных и перспективных пластов-коллекторов).
С позиций литолого-фациального районирования в ранне-среднеюрском сибирском бассейне выделяются следующие фациальные области, по площади примерно соответствующие основным структурно-тектоническим единицам территории: морская Ямало-Гыданская, переходная
Обь-Тазовская и субконтинентальная Обь-Иртышская (рис. 1).
Актуальность исследований обусловлена фактором инвестирования нефтяными компаниями средств в основном на доизучение длительно разрабатываемых месторождений с относительно высокой степенью разбуренности площади. При этом завершающая стадия разработки месторождений требует применения усовершенствованных методов изучения сложнопостроенных объектов, в том числе неантиклинальных залежей, с помощью комплексирования разнородной
геолого-промысловой информации, качественной интерпретации данных сейсморазведки (2D, 3D, МГОТ), ГИС и бурения для построения адекватных моделей и подсчета запасов нефти и газа. При этом особое внимание должно уделяться скважинным данным: группировке скважинных данных по качеству; полноте и равномерности их распределения по площади исследуемого участка; выявлению возникающих неточностей (например, погрешностей при регистрации сигналов
в зондах, при измерениях инклинометрии, в скважинных отбивках реперов и др.).
Картирование тонкослоистого коллектора в условиях разнородной геолого-промысловой информации, оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора по вертикали (стволу скважины) и по латерали, выявление участков для первичного разбуривания исследуемой площади.
На основании обобщения исследований, проведенных авторами [1], которые суммировали материал по нижне-среднеюрским отложениям Западной Сибири и выявили отчетливые закономерности
в развитии процессов осадконакопления, обусловленные многими причинами, в том числе колебаниями уровня сибирских морей [1], стало возможным детализировать геолого-промысловые данные в уже установленных границах горизонтов, пачек, свит, подсвит глинистого состава, отвечающих времени повышения уровня сибирских морей и преимущественно песчано-алевритовых толщ, отвечающих времени регрессий. Эта особенность строения разрезов отражена
в региональных корреляционных стратиграфических схемах отложений Западной Сибири, утвержденных МСК РФ в 1991 и 2004 гг., а также в работах [2–4], и явилась основой для выделения нефтегазогеологических подразделений (комплексов, подкомплексов и экранирующих толщ, продуктивных и перспективных пластов-коллекторов).
С позиций литолого-фациального районирования в ранне-среднеюрском сибирском бассейне выделяются следующие фациальные области, по площади примерно соответствующие основным структурно-тектоническим единицам территории: морская Ямало-Гыданская, переходная
Обь-Тазовская и субконтинентальная Обь-Иртышская (рис. 1).
Рис. 1. Схема фациальных районов отложений Западной Сибири [1]
Выбранный для исследования район расположен в пределах Обь-Тазовской переходной области, которая разделяется на Обь-Иртышскую, Нижнеобскую, Надымскую, Фроловскую, Уренгойскую, Варьеганскую, Часельскую, Приенисейскую, Нюрольскую и Тымскую. Ориентировка фациальных зон преимущественно меридиональная [1, 5].
Ай-Пимский вал расположен в пределах Фроловской зоны, которая продолжает к югу Надымскую зону и тяготеет к краевой зоне седиментационного бассейна, характеризуется разрезами небольшой мощности (660 м) и отчасти выпадением нижних горизонтов юрской системы, отличается глинизацией основных продуктивных пластов валанжина, небольшими мощностями
и линзовидным строением готерив-барремских песчаников, низкодебитностью резервуаров и сложным строением залежей, обусловленных наличием многочисленных экранов и низкой разведанностью. Продуктивность в пределах рассматриваемых месторождений выявлена
в пластах ЮС₂ (тюменская свита), ЮС₀ (баженовская свита), Ач₄, Ач₃ и Ач₁ (ачимовская толща ахской свиты), БС₂₋₃ (ахская свита), АС₁₂, АС₁₁ и АС₁₀ (черкашинская свита). Все залежи имеют сложное зональное строение. В связи с подсчетом запасов и разработкой таких объектов встает вопрос
об их детальном изучении [2, 5–8].
В целом литолого-фациальное районирование отложений определяет конструкцию региональной стратиграфической схемы, поэтому необходим выбор единых принципов для моделирования неантиклинальных залежей. Так как в основу фациального районирования положены четыре основополагающих признака: генезис отложений, стратиграфическая полнота разрезов, их мощность и состав осадков [1–4], при моделировании это основные этапы установления площади, перспективной для постановки поисково-разведочных работ. Хотелось бы отметить, что на завершающей стадии разработки месторождений, т.е. этапе их доразведки, эти принципы достаточно актуальны, так как позволяют систематизировать материал и понять степень «однотипности» геолого-промысловых данных для того, чтобы отобрать «наиболее качественные» для процесса моделирования.
Глубоководный режим осадконакопления, создавшийся в поздней юре, сохранился в неокоме. Клиноформные комплексы неокома имеют вертикальные амплитуды клиноформ, возрастающие с востока на запад от 200 до 400–500 м, что свидетельствует об увеличении глубин неокомского бассейна от берриаса к готериву [2, 9, 10]. Следовательно, формирование неокомских отложений происходило не только путем засыпания седиментационной емкости, возникшей при кимериджской и волжской трансгрессиях, но и вследствие более мелких — зональных и субрегиональных неокомских — трансгрессий. Глинистые пачки, маркирующие этапы трансгрессий, имеют литогенетические признаки, указывающие на относительно глубоководные условия их формирования. Такими глинистыми пачками являются: быстринская, пимская, сармановская, савуйская, покачевская, чеускинская и ряд других, иногда не имеющих собственного названия в готериве и валанжине (рис. 2) [7], которые могут быть маркирующими горизонтами при построении поисковых и локальных моделей.
Ай-Пимский вал расположен в пределах Фроловской зоны, которая продолжает к югу Надымскую зону и тяготеет к краевой зоне седиментационного бассейна, характеризуется разрезами небольшой мощности (660 м) и отчасти выпадением нижних горизонтов юрской системы, отличается глинизацией основных продуктивных пластов валанжина, небольшими мощностями
и линзовидным строением готерив-барремских песчаников, низкодебитностью резервуаров и сложным строением залежей, обусловленных наличием многочисленных экранов и низкой разведанностью. Продуктивность в пределах рассматриваемых месторождений выявлена
в пластах ЮС₂ (тюменская свита), ЮС₀ (баженовская свита), Ач₄, Ач₃ и Ач₁ (ачимовская толща ахской свиты), БС₂₋₃ (ахская свита), АС₁₂, АС₁₁ и АС₁₀ (черкашинская свита). Все залежи имеют сложное зональное строение. В связи с подсчетом запасов и разработкой таких объектов встает вопрос
об их детальном изучении [2, 5–8].
В целом литолого-фациальное районирование отложений определяет конструкцию региональной стратиграфической схемы, поэтому необходим выбор единых принципов для моделирования неантиклинальных залежей. Так как в основу фациального районирования положены четыре основополагающих признака: генезис отложений, стратиграфическая полнота разрезов, их мощность и состав осадков [1–4], при моделировании это основные этапы установления площади, перспективной для постановки поисково-разведочных работ. Хотелось бы отметить, что на завершающей стадии разработки месторождений, т.е. этапе их доразведки, эти принципы достаточно актуальны, так как позволяют систематизировать материал и понять степень «однотипности» геолого-промысловых данных для того, чтобы отобрать «наиболее качественные» для процесса моделирования.
Глубоководный режим осадконакопления, создавшийся в поздней юре, сохранился в неокоме. Клиноформные комплексы неокома имеют вертикальные амплитуды клиноформ, возрастающие с востока на запад от 200 до 400–500 м, что свидетельствует об увеличении глубин неокомского бассейна от берриаса к готериву [2, 9, 10]. Следовательно, формирование неокомских отложений происходило не только путем засыпания седиментационной емкости, возникшей при кимериджской и волжской трансгрессиях, но и вследствие более мелких — зональных и субрегиональных неокомских — трансгрессий. Глинистые пачки, маркирующие этапы трансгрессий, имеют литогенетические признаки, указывающие на относительно глубоководные условия их формирования. Такими глинистыми пачками являются: быстринская, пимская, сармановская, савуйская, покачевская, чеускинская и ряд других, иногда не имеющих собственного названия в готериве и валанжине (рис. 2) [7], которые могут быть маркирующими горизонтами при построении поисковых и локальных моделей.
Рис. 2. Палеогеологический разрез верхнеюрских-нижнемеловых отложений на
Ай-Пимском месторождении, по данным [7]
Ай-Пимском месторождении, по данным [7]
Согласно данным авторов [7], для пласта АС₁₂ вероятно наличие нескольких самостоятельных залежей в отдельных песчаных линзах. Строение пласта очень сложное. Кроме того, что он развит по площади спорадически в виде отдельных песчаных тел, он очень неоднороден по разрезу и имеет тонкослоистое строение. Мощность песчаных прослоев составляет 1–5 см и реже достигает 20–35 см, хотя все они практически насыщены нефтью.
В целом такой «слоеный пирог», в котором при наличии довольно больших общих толщин, достигающих 25–80 м, эффективные толщины незначительны и равны 2–10 м. В палеогеографическом плане отложения пласта АС12 представляют собой отложения песчаных аккумулятивных тел, развитых на бровке шельфа [7].
В силу особенностей строения рассматриваемых объектов, а именно тонкослоистого строения разреза, небольших эффективных толщин коллекторов, наличия многочисленных зон выклинивания и замещения песчаных отложений глинами при их моделировании требуется использование методов и комплексов исследований, включая: трехмерную сейсморазведку, палеотектонические построения, оценку ФЕС при установлении условий осадконакопления.
Трехмерная сейсморазведка — наличие качественных сейсмических материалов достаточной плотности, что позволит определить пространственное расположение песчаных тел; ГИС (разномасштабная акустика, гамма-каротаж, ВИКИЗ). Однако необходимо, чтобы все эти данные имелись по каждой скважине и были сопоставимы [8, 10–13].
Характеристики пород, определенные по керну, очень важны для проведения фациального анализа, для выявления условий осадконакопления, для построения петрофизических зависимостей, контроля за изменением геофизических параметров, а также для оценки ФЕС неантиклинальных залежей. Тем более что на сегодняшний день геофизики не могут предложить надежные алгоритмы, способные работать в тонкослоистых разрезах.
Палеотектонические построения. На первом этапе, используя алгоритм «скользящего окна», подробно представленный в работе авторов [13], был проанализирован имеющийся материал, сформирована локальная база данных (ЛБД) для построения каркаса залежи и установлены зоны ВНК. При этом главным условием для установления границы площади полигона для моделирования являлось определение распространения песчано-алевролитовых тел (ПАТ) согласно палеотектоническому фактору, т.е. было установлено, что ПАТ приурочены к достаточно плоским горизонтальным или слабонаклонным площадкам — ступеням в клиноформном комплексе или сформированы вдоль зоны перегиба (зоны бровки палеошельфа). Причем полоса песчаников клиноформного комплекса отделена от бровки палеошельфа четкой полосой градиентов, однозначно фиксируемой по временным и структурным картам пимской пачки. Наличие зон градиентов наблюдается и между отдельными ПАТ в пределах каждой из полос. Так,
в районе скв. 2000 и 4020п развиты две самостоятельные песчаные линзы, которые «подныривают» одна под другую, то есть имеют «мозаичное» строение друг относительно друга через зону перегиба и представлены выше на рисунке 2 [7].
Такие особенности можно установить по данным сейсморазведки, иногда выраженные ПАТ достаточно хорошо выражены — могут быть отражены на структурных картах (приуроченность
к разным приподнятым зонам) и являться своеобразными проверочными реперами при построении модели.
Оценка ФЕС. После региональной и детальной корреляции неокомских отложений в пределах
Ай-Пимского вала (Ай-Пимское, Западно-Чигоринское, Назаргалеевское, Биттемское месторождения) в границах пласта АС₁₂ выделено три самостоятельных циклита: АС¹₁₂, АС²₁₂, АС³₁₂ . В основании каждого из них — глины, в кровле — песчаники. Наблюдается увеличение зернистости пород снизу вверх по разрезу каждого из циклитов (рис. 3) [2, 3, 6, 7, 9, 14].
В целом такой «слоеный пирог», в котором при наличии довольно больших общих толщин, достигающих 25–80 м, эффективные толщины незначительны и равны 2–10 м. В палеогеографическом плане отложения пласта АС12 представляют собой отложения песчаных аккумулятивных тел, развитых на бровке шельфа [7].
В силу особенностей строения рассматриваемых объектов, а именно тонкослоистого строения разреза, небольших эффективных толщин коллекторов, наличия многочисленных зон выклинивания и замещения песчаных отложений глинами при их моделировании требуется использование методов и комплексов исследований, включая: трехмерную сейсморазведку, палеотектонические построения, оценку ФЕС при установлении условий осадконакопления.
Трехмерная сейсморазведка — наличие качественных сейсмических материалов достаточной плотности, что позволит определить пространственное расположение песчаных тел; ГИС (разномасштабная акустика, гамма-каротаж, ВИКИЗ). Однако необходимо, чтобы все эти данные имелись по каждой скважине и были сопоставимы [8, 10–13].
Характеристики пород, определенные по керну, очень важны для проведения фациального анализа, для выявления условий осадконакопления, для построения петрофизических зависимостей, контроля за изменением геофизических параметров, а также для оценки ФЕС неантиклинальных залежей. Тем более что на сегодняшний день геофизики не могут предложить надежные алгоритмы, способные работать в тонкослоистых разрезах.
Палеотектонические построения. На первом этапе, используя алгоритм «скользящего окна», подробно представленный в работе авторов [13], был проанализирован имеющийся материал, сформирована локальная база данных (ЛБД) для построения каркаса залежи и установлены зоны ВНК. При этом главным условием для установления границы площади полигона для моделирования являлось определение распространения песчано-алевролитовых тел (ПАТ) согласно палеотектоническому фактору, т.е. было установлено, что ПАТ приурочены к достаточно плоским горизонтальным или слабонаклонным площадкам — ступеням в клиноформном комплексе или сформированы вдоль зоны перегиба (зоны бровки палеошельфа). Причем полоса песчаников клиноформного комплекса отделена от бровки палеошельфа четкой полосой градиентов, однозначно фиксируемой по временным и структурным картам пимской пачки. Наличие зон градиентов наблюдается и между отдельными ПАТ в пределах каждой из полос. Так,
в районе скв. 2000 и 4020п развиты две самостоятельные песчаные линзы, которые «подныривают» одна под другую, то есть имеют «мозаичное» строение друг относительно друга через зону перегиба и представлены выше на рисунке 2 [7].
Такие особенности можно установить по данным сейсморазведки, иногда выраженные ПАТ достаточно хорошо выражены — могут быть отражены на структурных картах (приуроченность
к разным приподнятым зонам) и являться своеобразными проверочными реперами при построении модели.
Оценка ФЕС. После региональной и детальной корреляции неокомских отложений в пределах
Ай-Пимского вала (Ай-Пимское, Западно-Чигоринское, Назаргалеевское, Биттемское месторождения) в границах пласта АС₁₂ выделено три самостоятельных циклита: АС¹₁₂, АС²₁₂, АС³₁₂ . В основании каждого из них — глины, в кровле — песчаники. Наблюдается увеличение зернистости пород снизу вверх по разрезу каждого из циклитов (рис. 3) [2, 3, 6, 7, 9, 14].
Рис. 3. Строение пласта АС₁₂
в скважине 4022
на Ай-Пимском месторождении [7]
в скважине 4022
на Ай-Пимском месторождении [7]
Литологически весь разрез представлен по типу «слоеного пирога».
Пласт АС₁₂ представлен частым переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников.
Мощность песчаных и алевритовых прослоев не превышает 10 см. Нефтенасыщенными являются не все прослои песчаников, а лишь те из них, в которых карбонатность не превышает 5 %.
По минералогическому составу песчаники и алевролиты пласта АС₁₂ относятся к аркозовым,
с содержанием обломков пород от 10–15 до 25 %. В песчаниках и алевролитах пласта АС₁₂ отмечается очень высокое содержание цемента (от 10–20 до 40–50 %). По типу цемента песчано-алевритовые отложения пласта АС₁₂ можно разделить на две группы. Первая — с пленочным и порово-пленочным цементом, где поры выполнены в основном каолинитом и хлоритом, а пленки — хлоритом и гидрослюдой. Вторую группу составляют песчаники и алевролиты с базальным и порово-базальным цементом. Поры здесь выполнены в основном карбонатным материалом [7, 14].
Такие песчаники могли формироваться на бровке палеошельфа при дефиците поступающего обломочного материала. Следовательно, ждать здесь хороших коллекторских свойств не приходится. Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов в пласте АС₁₂ очень низкие. Пористость, изменяясь от 1,1 до 20,8 %, в среднем равна 16,8 %. Проницаемость варьирует от 0,01
до 5,3×10⁻³ мкм², а в среднем составляет 0,84×10⁻³ мкм², что соответствует коллекторам 5 и 6-го класса [15]. Значение водоудерживающей способности меняется от 26,1 до 95,5 %, средневзвешенное значение равно 49,9 %. Причем все эти характеристики несколько выше
в породах нижнего циклита АС₃₁₂. Так, средневзвешенное значение пористости в пласте АС³₁₂ составляет 20,1 %, тогда как в пластах АС¹₁₂ и АС²₁₂ эти значения равны 17,8 и 18,4 % соответственно. Значения Кву по пластам распределяются следующим образом: для АС¹₁₂ средневзвешенное значение водоудерживающей способности равно 56,3 %, для АС²₁₂ — 49,7 %, для АС³₁₂ — 45,7 %.
После детального установления параметров фильтрационно-емкостных свойств необходимо внести полученные данные в локальную базу данных (ЛБД) и для разных пропластков задать пересчетные параметры в модуле Facies Modeling (ПК Petrel) [4, 16–20].
Проблематика геологического и гидродинамического 3D-моделирования, увязки данных керна
и ГИС, анализа оценки полученных результатов рассматривалась в ряде интересных, на наш взгляд, работ авторов [20–23].
Построение водонефтяного контакта велось для каждого блока индивидуально. По всем залежам ВНК имеет диапазон изменений несколько метров, т.е. не является константой (рис. 4).
Пласт АС₁₂ представлен частым переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников.
Мощность песчаных и алевритовых прослоев не превышает 10 см. Нефтенасыщенными являются не все прослои песчаников, а лишь те из них, в которых карбонатность не превышает 5 %.
По минералогическому составу песчаники и алевролиты пласта АС₁₂ относятся к аркозовым,
с содержанием обломков пород от 10–15 до 25 %. В песчаниках и алевролитах пласта АС₁₂ отмечается очень высокое содержание цемента (от 10–20 до 40–50 %). По типу цемента песчано-алевритовые отложения пласта АС₁₂ можно разделить на две группы. Первая — с пленочным и порово-пленочным цементом, где поры выполнены в основном каолинитом и хлоритом, а пленки — хлоритом и гидрослюдой. Вторую группу составляют песчаники и алевролиты с базальным и порово-базальным цементом. Поры здесь выполнены в основном карбонатным материалом [7, 14].
Такие песчаники могли формироваться на бровке палеошельфа при дефиците поступающего обломочного материала. Следовательно, ждать здесь хороших коллекторских свойств не приходится. Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов в пласте АС₁₂ очень низкие. Пористость, изменяясь от 1,1 до 20,8 %, в среднем равна 16,8 %. Проницаемость варьирует от 0,01
до 5,3×10⁻³ мкм², а в среднем составляет 0,84×10⁻³ мкм², что соответствует коллекторам 5 и 6-го класса [15]. Значение водоудерживающей способности меняется от 26,1 до 95,5 %, средневзвешенное значение равно 49,9 %. Причем все эти характеристики несколько выше
в породах нижнего циклита АС₃₁₂. Так, средневзвешенное значение пористости в пласте АС³₁₂ составляет 20,1 %, тогда как в пластах АС¹₁₂ и АС²₁₂ эти значения равны 17,8 и 18,4 % соответственно. Значения Кву по пластам распределяются следующим образом: для АС¹₁₂ средневзвешенное значение водоудерживающей способности равно 56,3 %, для АС²₁₂ — 49,7 %, для АС³₁₂ — 45,7 %.
После детального установления параметров фильтрационно-емкостных свойств необходимо внести полученные данные в локальную базу данных (ЛБД) и для разных пропластков задать пересчетные параметры в модуле Facies Modeling (ПК Petrel) [4, 16–20].
Проблематика геологического и гидродинамического 3D-моделирования, увязки данных керна
и ГИС, анализа оценки полученных результатов рассматривалась в ряде интересных, на наш взгляд, работ авторов [20–23].
Построение водонефтяного контакта велось для каждого блока индивидуально. По всем залежам ВНК имеет диапазон изменений несколько метров, т.е. не является константой (рис. 4).
Рис. 4. Граница ВНК для продуктивной части пласта АС¹₁₂
I. А — граница ВНК в пределах
Ай-Пимского и Западно-Чигоринского месторождений;
Б — Куб NTG. «Отсечение» продуктивной части АС¹₁₂ ВНК, наличие песчаной фракции (количественное)
II. А — распростра-нение песчаных фракций в меридиональном направлении;
Б — та же модель, повернутая «выше» к альтитуде устья, для наглядности изображения сложности строения пласта
I. А — граница ВНК в пределах
Ай-Пимского и Западно-Чигоринского месторождений;
Б — Куб NTG. «Отсечение» продуктивной части АС¹₁₂ ВНК, наличие песчаной фракции (количественное)
II. А — распростра-нение песчаных фракций в меридиональном направлении;
Б — та же модель, повернутая «выше» к альтитуде устья, для наглядности изображения сложности строения пласта
По результатам построений поисковых моделей (площадь 100–120 км²) можно отметить следующие особенности:
В результате исследований построены 2D и 3D-модели для параметров: «порис-
тость», «проницаемость», «нефтенасыщенность». Основными критериями подобия двухмерной и трехмерной моделей являлись: объем нефтенасыщенных пород, визуальное подобие карт эффективных нефтенасыщенных толщин, а также максимальное соответствие конфигурации залежи, априорно введенным в модель линиям выклинивания, замещения и внешнего контакта.
В целом для всех выполненных построений получена хорошая сходимость по картам из куба литологии в нефтенасыщенной зоне и 2-мерным подсчетным картам эффективных нефтенасыщенных толщин. В качестве наглядной демонстрации представим модели для пропластка АС³₁₂ (рис. 5).
- ввиду сложности строения залежи пласта АС₁₂, включающей самостоятельные пропластки АС¹₁₂, АС²₁₂, АС³₁₂, зона ВНК соответствует глубинам залегания пласта от -2 296 до -2 507 минус отметка (OWC) по результатам моделирования (рис. 4 I. А). По площади Ай-Пимского месторождения залежь имеет размеры более 30×34 км, разделяясь на самостоятельные залежи в северной и северо-западной частях. При этом четко прослеживается, что в северной части залежи ВНК для каждого пропластка самостоятельный. По площади Западно-Чигоринского месторождения залежь имеет размеры 11×25 км и единый ВНК. По всему фонду скважин тщательно проверено соответствие контакта по вертикали интерпретации ГИС и введенным в скважины поправкам.
В результате исследований построены 2D и 3D-модели для параметров: «порис-
тость», «проницаемость», «нефтенасыщенность». Основными критериями подобия двухмерной и трехмерной моделей являлись: объем нефтенасыщенных пород, визуальное подобие карт эффективных нефтенасыщенных толщин, а также максимальное соответствие конфигурации залежи, априорно введенным в модель линиям выклинивания, замещения и внешнего контакта.
В целом для всех выполненных построений получена хорошая сходимость по картам из куба литологии в нефтенасыщенной зоне и 2-мерным подсчетным картам эффективных нефтенасыщенных толщин. В качестве наглядной демонстрации представим модели для пропластка АС³₁₂ (рис. 5).
Рис. 5. 2D-модели пласта АС₁₂ для пропластка АС³₁₂
А — параметр «пористость»;
Б — параметр «проницаемость»;
1 — скважины, про-буренные в 2019 г.; 2 — скважины, предлагаемые к бурению
А — параметр «пористость»;
Б — параметр «проницаемость»;
1 — скважины, про-буренные в 2019 г.; 2 — скважины, предлагаемые к бурению
Обоснование скважин, предлагаемых к бурению, следующее: на рисунке 5 указаны скважины
1 Progekt и 2 Progekt (пробуренные в северной части залежи), а также 1 Oil – 2 Oil, которые пробурены ранее на пласт АС₁₁ (залегающий выше). По результатам первичного моделирования видно, что эти скважины (1 Oil — 2 Oil) вскрывают только среднюю и нижнюю части пласта АС₁₂
(т.е. АС²₁₂ и АС³₁₂). При этом результаты исследования петрографических, фильтрационно-емкостных и коллекторских свойств свидетельствуют, что пропласток АС³₁₂ нефтеносный и обладает более высокими коллекторскими свойствами. На основании построенных 3D-карт (параметр «проницаемость») видно, что лучшие его значения наблюдаются в северо-западных частях исследуемой площади (рис. 6, 7), поэтому при добуривании скважин 1 Oil и 2 Oil на пласт АС₁₂
могут быть получены хорошие дебиты. Также бурение горизонтального ствола в этих участках
будет эффективным.
1 Progekt и 2 Progekt (пробуренные в северной части залежи), а также 1 Oil – 2 Oil, которые пробурены ранее на пласт АС₁₁ (залегающий выше). По результатам первичного моделирования видно, что эти скважины (1 Oil — 2 Oil) вскрывают только среднюю и нижнюю части пласта АС₁₂
(т.е. АС²₁₂ и АС³₁₂). При этом результаты исследования петрографических, фильтрационно-емкостных и коллекторских свойств свидетельствуют, что пропласток АС³₁₂ нефтеносный и обладает более высокими коллекторскими свойствами. На основании построенных 3D-карт (параметр «проницаемость») видно, что лучшие его значения наблюдаются в северо-западных частях исследуемой площади (рис. 6, 7), поэтому при добуривании скважин 1 Oil и 2 Oil на пласт АС₁₂
могут быть получены хорошие дебиты. Также бурение горизонтального ствола в этих участках
будет эффективным.
Рис. 6. 3D-модели пласта АС₁₂ для пропластков АС¹₁₂, АС²₁₂, АС³₁₂ (параметр «проницаемость»)
1 — плоскость среза параметра «проницаемость» на каждые 20 м от кровли пласта
(2 296 м) (А, Б, В). Скважины 1 Oil и
2 Oil, предлагаемые к бурению
1 — плоскость среза параметра «проницаемость» на каждые 20 м от кровли пласта
(2 296 м) (А, Б, В). Скважины 1 Oil и
2 Oil, предлагаемые к бурению
Рис. 7. 3D-модели пласта АС₁₂ для пропластков АС¹₁₂, АС²₁₂, АС³₁₂ (параметр «проницаемость»)
1 — плоскость среза параметра «проницаемость» на каждые 20 м от кровли пласта
(2 296 м) (А, Б, В). Скважины 1 Oil и
2 Oil, предлагаемые к бурению
1 — плоскость среза параметра «проницаемость» на каждые 20 м от кровли пласта
(2 296 м) (А, Б, В). Скважины 1 Oil и
2 Oil, предлагаемые к бурению
При построении геологической модели по параметру «проницаемость» для обоснования перспективности бурения скважин 1 Oil и 2 Oil с помощью инструмента Manipulate plane (tools) были выполнены «горизонтальные срезы» плоскостью сечения модели по пласту АС₁₂ для понимания параметра «проницаемость» по вертикали. Начальная отметка была принята – 2 296 м (кровля), «срезы» выполнены через каждые 20 м, это дало возможность увидеть количественные характеристики проницаемости по вертикали на отметках — -2 316, -2 336, -2356, -2376, -2396,
-2 416 м. По результатам построений можно отметить, что предложенный вариант добуривания скважин в северо-западном направлении перспективен. Для повышения качества построения модели использовался вариограммный анализ [24], модуль Data Analysis (ПК Petrel). Оценка достоверности моделей была создана путем сопоставления данных дебитов по фонду скважин отдельных месторождений Ай-Пимского вала и данных, полученных при моделировании.
В связи с тем, что детальные выводы представлены по окончании каждого вида работ (промежуточных и итоговых построений моделей) в подразделе «Итоги», в заключение авторы приводят только основные выводы по площади Ай-Пимского вала в целом:
-2 416 м. По результатам построений можно отметить, что предложенный вариант добуривания скважин в северо-западном направлении перспективен. Для повышения качества построения модели использовался вариограммный анализ [24], модуль Data Analysis (ПК Petrel). Оценка достоверности моделей была создана путем сопоставления данных дебитов по фонду скважин отдельных месторождений Ай-Пимского вала и данных, полученных при моделировании.
В связи с тем, что детальные выводы представлены по окончании каждого вида работ (промежуточных и итоговых построений моделей) в подразделе «Итоги», в заключение авторы приводят только основные выводы по площади Ай-Пимского вала в целом:
- малые эффективные толщины, низкие значения гранулометрических характеристик, а следовательно, и коллекторских свойств пород пласта АС₁₂ обусловлены условиями его осадконакопления, которое происходило на бровке палеошельфа при дефиците поступающего туда обломочного материала в связи с удаленностью от крупных аллювиальных источников питания шельфа;
- в процессе моделирования, безусловно, возникают сложности на этапе формирования ЛБД, когда появляется ряд вопросов необходимости включения или исключения определенных скважин, разнородных и разновариантных геолого-промысловых параметров, что может быть решено путем дополнительных геостатистических исследований, обсуждений, выбором наиболее эффективного, на взгляд авторов, алгоритма формирования ЛБД и построения итоговых моделей;
- для повышения эффективности процесса добычи нефти из неантиклинальных залежей с наличием тонких переслаивающихся пропластков необходимо иметь оптимальную геологическую модель, учитывающую как строение самого резер-
- вуара, так и движение флюидов в нем.
Проведен анализ результатов исследования литолого-петрографических особенностей низкопроницаемых коллекторов. Дополнена база данных для построения модели залежи пласта АС₁₂ (ГИС, результаты исследования ФЕС и др.). Построены детальные 3D-модели насыщенности низкопроницаемых коллекторов Ай-Пимского вала.
Применение Data Analysis (ПК Petrel) позволило провести геологостатистическую обработку данных. Выявлены зоны распространения низкопроницаемых коллекторов, перспективные для первоочередного разбуривания. Уточнены границы выклинивания пласта АС₁₂.
1. Мухер А.Г., Мясникова Г.П., Девятов В.П. Стратиграфо-корреляционная основа детальных моделей Западной Сибири // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа Югры. Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2009. Том 1. С. 245–262.
2. Стратиграфия и палеогеография мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь). Екатеринбург: УГГУ, 2010. 257 с.
3. Гришкевич В.Ф. Макроструктура берриас-аптских отложений Западной Сибири и ее использование при построении информационных технологий в геологии нефти и газа: монография. Тюмень: ИздатНаукаСервис, 2005. 116 с.
4. Жемчугова В.А. Практическое применение резервуарной седиментологии при моделировании углеводородных систем: учебное пособие. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2014. 344 с.
5. Волков В.А. Гончарова В.Н. Об истории тектонического развития территории Фроловской мегавпадины // Вестник недропользователя. 2015. № 27.
6. Кропотова Е.П., Панченко Н.Ф. Литолого-петрографическая характеристика пород пласта АС11 Назаргалеевского месторождения // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений Сургутского региона. Екатеринбург: Путиведъ, 2001. № 3. С. 117–125.
7. Топычканова Е.Б., Ермакова С.А., Усманов И.Ш. Особенности геологического строения пласта АС12 на Ай-Пимском и Западно-Чигоринском месторождениях // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений Сургутского региона. Екатеринбург: Путиведъ, 2001. № 3. С. 91–105.
8. Шустер В.Л., Тюкавкина О.В., Вересович А.А. Геологоразведочные работы по выявлению и картированию сложнопостроенных, неантиклинальных ловушек месторождений Западной Сибири // Технологии нефти и газа. 2019. № 5. С. 37–41.
9. Бородкин В.Н., Курчиков А.Р., Недосекин А.С., Зари С.М. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности нижнемеловых отложений в пределах Среднемессояхского вала и Большехетской впадины на Севере Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2011. № 7. С. 11–20.
10. Гатина Н.Н., Гаврилов С.С., Горбунова А.О., Ким О.О., Тихомиров Е.В. Опыт применения сейсмоседиментологических исследований для картирования неантиклинальных ловушек на примере территории юго-восточного склона Среднемессояхского вала // Геология нефти и газа. 2015. № 3. С. 14–21.
11. Курчиков А.Р., Бородкин В.Н., Попов Ю.Л. Сейсмогеологическое картирование сейсмофациальных комплексов неокома в пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области // Известия вузов. Нефть и газ. 2012. № 6. С. 19–23.
12. Левянт В.Б., Ампилов Ю.П., Колесов В.В., Глоговский В.М, Коростышевский Н.Б., Птецов С.Н. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки (2D, 3D) для подсчета запасов нефти и газа. М.: 2006. 40 с.
13. Пермякова И.С., Тюкавкина О.В. Геостатистический алгоритм коррекции скважинных данных в структурных построениях // Геофизика, 2019. № 2.
С. 23–29.
14. Тюкавкина О.В. Уточнение геологической модели пластов группы АС // Технологии нефти и газа. 2018. № 5. С. 25–31.
15. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969.
389 с.
16. Булыгин Д.В. Прикладные аспекты геологических законов в свете задач моделирования строения природного резервуара // Сборник докладов научно-технич. конф., посвященной 60-летию ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». Набережные Челны: Экспозиция Нефть Газ, 2016. 460 с.
17. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. М: Недра, 1984. 256 с.
18. Надеждин О.В., Зайруллина Э.И. Алгоритмы поточечной увязки керна и ГИС по глубине // Сборник тезисов ХI Всероссийской науч.-техн. конф. «Актуальные проблемы нефтегазового комплекса России». М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016. С. 46–52.
19. Регламент по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей. РД 153-39.0-047-00. М.: Министерство энергетики РФ, 2000. 129 с.
20.Страхов П.Н. Давыдова Е.А., Сачек К.Г., Еремин Ю.Г. Комплексирование информации о разномасштабных неоднородностях при геологическом моделировании залежей нефти и газа // Нефтяное хозяйство.
2020, № 7. С. 82–87.
21. Большаков М.Н., Скибицкая Н.А., Марутян О.О., Халиуллина А.Ф., Никулин Б.А. Привязка данных по керну к материалам ГИС — важный этап построения цифровой модели месторождения // Актуальные проблемы нефти и газа. 2017. № 3. С. 5–10.
22. Закиров С.Н. Проблематика 3D геологического, гидродинамического моделирования и их следствия в недропользовании // Моделирование геологического строения и процессов разработки — основа успешного освоения нефтегазовых месторождений. Казань: Слово, 2018. С. 36–39.
23. Закиров С.Н., Аникеев Д.П. Технологии скважин и алгоритмы интерпретации результатов // Актуальные проблемы нефти и газа. 2018. № 2.
С. 16–21.
24. Закревский К.Е., Попов В.Л. Вариограммный анализ геологических тел // Экспозиция Нефть Газ. 2018. № 1. С. 27–31.
2. Стратиграфия и палеогеография мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь). Екатеринбург: УГГУ, 2010. 257 с.
3. Гришкевич В.Ф. Макроструктура берриас-аптских отложений Западной Сибири и ее использование при построении информационных технологий в геологии нефти и газа: монография. Тюмень: ИздатНаукаСервис, 2005. 116 с.
4. Жемчугова В.А. Практическое применение резервуарной седиментологии при моделировании углеводородных систем: учебное пособие. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2014. 344 с.
5. Волков В.А. Гончарова В.Н. Об истории тектонического развития территории Фроловской мегавпадины // Вестник недропользователя. 2015. № 27.
6. Кропотова Е.П., Панченко Н.Ф. Литолого-петрографическая характеристика пород пласта АС11 Назаргалеевского месторождения // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений Сургутского региона. Екатеринбург: Путиведъ, 2001. № 3. С. 117–125.
7. Топычканова Е.Б., Ермакова С.А., Усманов И.Ш. Особенности геологического строения пласта АС12 на Ай-Пимском и Западно-Чигоринском месторождениях // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений Сургутского региона. Екатеринбург: Путиведъ, 2001. № 3. С. 91–105.
8. Шустер В.Л., Тюкавкина О.В., Вересович А.А. Геологоразведочные работы по выявлению и картированию сложнопостроенных, неантиклинальных ловушек месторождений Западной Сибири // Технологии нефти и газа. 2019. № 5. С. 37–41.
9. Бородкин В.Н., Курчиков А.Р., Недосекин А.С., Зари С.М. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности нижнемеловых отложений в пределах Среднемессояхского вала и Большехетской впадины на Севере Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2011. № 7. С. 11–20.
10. Гатина Н.Н., Гаврилов С.С., Горбунова А.О., Ким О.О., Тихомиров Е.В. Опыт применения сейсмоседиментологических исследований для картирования неантиклинальных ловушек на примере территории юго-восточного склона Среднемессояхского вала // Геология нефти и газа. 2015. № 3. С. 14–21.
11. Курчиков А.Р., Бородкин В.Н., Попов Ю.Л. Сейсмогеологическое картирование сейсмофациальных комплексов неокома в пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области // Известия вузов. Нефть и газ. 2012. № 6. С. 19–23.
12. Левянт В.Б., Ампилов Ю.П., Колесов В.В., Глоговский В.М, Коростышевский Н.Б., Птецов С.Н. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки (2D, 3D) для подсчета запасов нефти и газа. М.: 2006. 40 с.
13. Пермякова И.С., Тюкавкина О.В. Геостатистический алгоритм коррекции скважинных данных в структурных построениях // Геофизика, 2019. № 2.
С. 23–29.
14. Тюкавкина О.В. Уточнение геологической модели пластов группы АС // Технологии нефти и газа. 2018. № 5. С. 25–31.
15. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969.
389 с.
16. Булыгин Д.В. Прикладные аспекты геологических законов в свете задач моделирования строения природного резервуара // Сборник докладов научно-технич. конф., посвященной 60-летию ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». Набережные Челны: Экспозиция Нефть Газ, 2016. 460 с.
17. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. М: Недра, 1984. 256 с.
18. Надеждин О.В., Зайруллина Э.И. Алгоритмы поточечной увязки керна и ГИС по глубине // Сборник тезисов ХI Всероссийской науч.-техн. конф. «Актуальные проблемы нефтегазового комплекса России». М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016. С. 46–52.
19. Регламент по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей. РД 153-39.0-047-00. М.: Министерство энергетики РФ, 2000. 129 с.
20.Страхов П.Н. Давыдова Е.А., Сачек К.Г., Еремин Ю.Г. Комплексирование информации о разномасштабных неоднородностях при геологическом моделировании залежей нефти и газа // Нефтяное хозяйство.
2020, № 7. С. 82–87.
21. Большаков М.Н., Скибицкая Н.А., Марутян О.О., Халиуллина А.Ф., Никулин Б.А. Привязка данных по керну к материалам ГИС — важный этап построения цифровой модели месторождения // Актуальные проблемы нефти и газа. 2017. № 3. С. 5–10.
22. Закиров С.Н. Проблематика 3D геологического, гидродинамического моделирования и их следствия в недропользовании // Моделирование геологического строения и процессов разработки — основа успешного освоения нефтегазовых месторождений. Казань: Слово, 2018. С. 36–39.
23. Закиров С.Н., Аникеев Д.П. Технологии скважин и алгоритмы интерпретации результатов // Актуальные проблемы нефти и газа. 2018. № 2.
С. 16–21.
24. Закревский К.Е., Попов В.Л. Вариограммный анализ геологических тел // Экспозиция Нефть Газ. 2018. № 1. С. 27–31.
Шустер В.Л., Волошин М.Г., Тюкавкина О.В., Волошина Е.В., Капитонова И.Л.
Институт проблем нефти и газа РАН,
ФГБОУ ВО «Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе»,
ФГАОУ ВО «Российский университет дружбы народов»
tov.sing@mail.ru
Институт проблем нефти и газа РАН,
ФГБОУ ВО «Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе»,
ФГАОУ ВО «Российский университет дружбы народов»
tov.sing@mail.ru
Результаты отражены в виде рисунков, графических иллюстраций из программы Petrel, выводов.
низкопроницаемый коллектор, неантиклинальная залежь, моделирование, фильтрационно-емкостные свойства
Шустер В.Л., Волошин М.Г., Тюкавкина О.В., Волошина Е.В., Капитонова И.Л. Особенности моделирования низкопроницаемых коллекторов неантиклинальных залежей Ай-Пимского вала // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 6. С. 33–39. DOI: 10.24412/2076-6785-2021-6-33-39
17.11.2021
УДК 553.98 (571.1)
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-6-33-39
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-6-33-39
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88