Фациальные обстановки отложений неокома северной части Приобского нефтяного месторождения

Галиев Р.Р., Абдрахимов Р.И., Волошина А.А., Новиков А.П.


ООО «РН-БашНИПИнефть»,

ООО «Тюменский нефтяной

научный центр»

В работе представлены результаты построения фациальной модели неокомских отложений северной части Приобского нефтяного месторождения на основе сейсмофациального анализа и интерпретации керновой и геофизической скважинной информации. Для получения качественных результатов анализа использован инструмент интерпретации, основанный на технологии «нейронных сетей». Применен статистический подход при определении оптимального количества сейсмоклассов. Новая литолого-фациальная модель более точно отражает состояние запасов нефти, легла в основу геологического представления о строении месторождения, защищенного в 2020 году, использовалась при принятии проектных решений, позволив увеличить динамику добычи.
Актуальность
Прогнозирование изменений свойств осадочных отложений является актуальной задачей на всех стадиях разведки и разработки месторождения. Геофизические методы исследования, такие как сейсморазведочные, на сегодняшний день становятся обязательным условием полноценного изучения месторождений. Однако такие методы имеют большую погрешность в интерпретации данных, но без них невозможен процесс выбора участков месторождения для дальнейшего более детального анализа [3].
Помехой для проведения сейсмофациального анализа могут послужить: ограниченный спектр сейсмических сигналов, плохое качество записи, наличие большого числа влияющих геологических факторов, которые приводят к неоднозначной интерпретации параметров волновых полей [4, 5].
В связи с этим в данной работе рассмотрен подход проведения сейсмофациального анализа
с опорой на керновую и геофизическую скважинную информацию, включающую оценку форм сейсмотрасс, подбор оптимального количества классов для построения информативных карт
и использование пропорциональных срезов по кубу амплитуд.
Отложения осадочного чехла Западной Сибири в основном представлены терригенными породами. Их промысловые характеристики зависят от множества факторов, в том числе от условий формирования [6]. Знания обстановки осадконакопления значительно облегчают задачу прогнозирования пород-коллекторов на всех этапах освоения месторождения [7].
Наиболее перспективными являются отложения ачимовской толщи, которые представлены ловушками неструктурного типа и характеризуются литологической изменчивостью коллекторов.
В таких условиях анализ изменения характеристик сейсмической записи является первым шагом для оценки изменения фациальной неоднородности резервуара.
Согласно общепринятой методике сейсмофациального анализа, подбор количества классов форм сейсмических сигналов проводится на основе знаний об обстановках осадконакопления и определения комплексов фаций по керну и геофизических исследований скважин (ГИС). Авторы статьи предлагают дополнительно использовать фактор оптимального количества сейсмоклассов, что позволяет детализировать итоговые прогнозные карты распространения песчаных тел и таким образом повысить достоверность геологических карт.
Цель работы
Целью данной работы является восстановление фациальных обстановок осадконакопления пластов ачимовской толщи северного участка Приобского нефтяного месторождения по результатам сейсмических исследований в комплексе со скважинной информацией. Данный подход использован для решения следующих задач: уточнение границ распространения залежей; построение карт эффективных нефтенасыщенных толщин с учетом обстановок осадконакопления
и сейсмической информации; корректировка стратегии разбуривания месторождения.
Результаты и обсуждения
Согласно теории, при помощи сейсморазведки можно определить аномалии волнового поля, которые обусловлены различным распространением волн в горных породах. Одним из параметров волнового поля являются динамические характеристики, которые находят отражение
в сейсмической трассе. Изменение динамических характеристик связано с изменением литологии пласта, петрофизических свойств породы. Сейсмофациальный анализ, выполненный на исследуемой территории, подразумевает анализ сейсмических трасс, а именно их форм [8].
Так, породы, сформировавшиеся в единых палеогеографических условиях, должны иметь идентичную форму трассы. Вследствие этого ранжирование трасс является одной из основных задач сейсмофациального анализа. На практике разрешающая способность сейсмических исследований бывает недостаточной для фациальной детализации разрезов скважин, как
по колонкам керна и ГИС [9].
В этом случае аномалии волнового поля сопоставляются не с отдельно взятой фацией,
а с комплексом фаций, например, фаций конусов выноса (распределительные каналы, песчаные лопасти). При этом отождествление аномалий волнового поля с подобным комплексом фаций вполне оправдано для целей картирования границ распространения крупных песчаных линз глубоководных конусов выноса, как в рассматриваемом примере.
Сейсмофациальный анализ является давно испытанным и апробированным инструментом сейсмогеологии, который основывается на привязке сейсмических аномалий, выделяемых
по форме сейсмотрасс, с информацией, полученной по скважинам (рис. 1).
Результатом проведения сейсмофациального анализа (рис. 1) является прогнозирование литологии межскважинного пространства.
Рис. 1. Методика проведения сейсмофациального анализа
На первоначальном этапе работы были определены фации по разрезу скважин с керном, типовые каротажные диаграммы, соответствующие тем или иным фациальным комплексам,
и закартированы условные границы распространения данных фациальных комплексов. Рассматриваемый клиноформный пласт представлен двумя типами отложений: мелководно-морские и глубоководно-морские. К мелководно-морским отнесены фации шельфовых баров, характеризующиеся «вытянутостью» в северо-восточном направлении. К глубоководно-морским отнесены фации лопастей конусов выноса, а также палеоканалы, по которым проходила разгрузка осадочного материала [10, 11].
На рисунке 2 представлена литофациальная модель пласта, построенная по данным ГИС и керна. Мелководно-морской тип осадконакопления однозначно определяется по скважинным данным (косая и волнистая слоистость по керну, высокая степень сортировки осадков, характерная регрессивная форма кривых ПС и ГК). Граница распространения данного типа отчетливо прослеживается по характерным признакам (керн, ГИС) и вытянута в субмеридиональном направлении — зоны 1, 2, 3 на рисунке 2.
Рис. 2. Схема распространения фаций по данным ГИС и керна
Субпараллельно кромке палеошельфа формировались отложения склонового шлейфа. Западнее склона пласт представлен глинистыми отложениями дна палеобассейна и глубоководных конусов выноса, наложенных друг на друга (по данным ГИС и керна). Палеоструктурный план по отражающему горизонту (ОГ) в подошве пласта подтверждает мелководный тип осадков пласта в восточной части месторождения и глубоководный — в северо-западной и юго-западной частях изучаемого района. Отличительной особенностью западной части пласта являются обширные зоны глинизации (зона дна палеобассейна), которые значительно отличаются по литологическому составу от зон лопастей выноса. Данное обстоятельство находит отражение и в изменении волновых характеристик на карте сейсмоклассов.
Кластеризация сейсмических трасс и построение карт сейсмоклассов является следующим этапом работ. Как правило, процесс кластеризации заключается в визуальной идентификации рисунков отражения сейсмических трасс и распределения их по классам фаций [12]. Подобный интерпретационный процесс имеет ряд существенных недостатков и требует больших временных затрат в случае ручной обработки, что вносит в результаты анализа значительный авторский субъективизм. Программный комплекс трехмерной сейсмической стратиграфической интерпретации использует технологию «нейронной сети» (neural network), которая способна распознавать и классифицировать сейсмические трассы по разнообразию их формы записи. Процедура предусматривает создание «интерпретационного окна» между соседними ОГ, в котором рассматриваются волновые аномалии, представляющие поисковый интерес. Конечной целью изучения исследуемого интервала является построение карты фаций.
Обработка сейсмических данных также подразделяется на два этапа. На первом этапе различные формы трасс в рассматриваемом интервале анализируются «нейронной сетью», которая создается последовательностью синтетических трасс. Эта последовательность хорошо представляет многообразие форм в интервале и организует синтетические трассы, придавая каждой из них цвет и номер. На втором этапе по порядку определяется степень тождественности каждой трассы в интервале со всеми синтетическими, присваивается цвет и номер той, с которой она лучше совпадает [13]. Полученные результаты используются для построения 2D-карты сейсмических фаций, которая является картой сходства реальных трасс с рядом синтетических.
Одной из задач при группировке сейсмотрасс является определение достаточного количества классов, к которым следует относить сейсмические трассы. Для различных обстановок осадконакопления данный параметр варьируется, однако должен отражать все возможные фациальные зоны на исследуемой территории. Как правило, участок недр не всегда бывает разбурен достаточным количеством скважин, вследствие чего не все фациальные зоны могут быть вскрыты, а значит общее количество фаций (комплекса фаций) неизвестно [14]. Поэтому авторы предлагают использовать статистический подход при определении оптимального количества классов. Смысл подхода заключается в том, чтобы определить количественные критерии отличия типовых трасс друг от друга при изменении числа классов. Для этого были рассчитаны карты сейсмофаций с количеством классов в диапазоне от пяти до 30. Далее были рассчитаны коэффициенты взаимной корреляции между полученными модельными трассами, соответствующими классам сейсмофаций. Как видно из графика (рис. 3), оптимальное количество модельных трасс составляет 15, так как после этого происходит эффект «насыщения» —
и модельные трассы перестают отличаться друг от друга и не несут новой информации.
Рис. 3.График зависимости коэффициентов корреляции между модельными трассами исходя
из количества модельных трасс
Карта сейсмофаций рассчитывалась между ОГ, которые отождествляются с кровлей и подошвой соответствующего пласта. Следующим действием было сопоставление карты геологических фаций и сейсмической информации (карта сейсмоклассов) и итоговое картирование границ фациальных зон и границ замещения коллектора.
Глубоководная залежь на севере рассматриваемого района, по данным интерпретации сейсмических данных, представлена как минимум тремя конусами выноса, наложенными друг
на друга (рис. 4). Эффективная толщина изменяется от 1,4 до 29,8 м. Таким образом, использование сейсмических данных позволило достоверно определить южные и западные границы распространения залежи и значительно их расширить.
Рис. 4. Карта сейсмофаций по кубу сейсмических амплитуд
Мелководно-морские отложения рассматриваемого объекта охвачены сейсмическими исследованиями только в северо-восточной части месторождения. На картах сейсмофаций прослеживается субмеридиональная вытянутость цветовых областей, что указывает
на выдержанность литологии и свойств в данном направлении. Эффективная толщина
изменяется от 1,1 до 9,7 м.
В результате построения литолого-фациальной модели месторождения достоверно определены границы песчаной линзы глубоководной залежи на севере месторождения, что позволило оптимизировать систему разработки; сменить тип заканчивания добывающих скважин; в местах наложения конусов выноса уплотнить проектную сетку; в краевых частях реализовать рядное уплотнение горизонтальными скважинами. Выполненный комплекс мероприятий позволил повысить эффективность разработки: выбрать оптимальный способ заканчивания скважин и повысить качество прогнозных показателей новых скважин. По результатам бурения скважин 2020–2021 гг., пробуренных в краевых частях конусов выноса, запускной дебит нефти горизонтальных скважин в 2,5 раза превышает дебит наклонно направленных скважин.
Галиев Р.Р., Абдрахимов Р.И.,
Волошина А.А., Новиков А.П.

ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия,
ООО «Тюменский нефтяной
научный центр», Тюмень, Россия

nas.voloshina2012@yandex.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Рассматриваемый участок изучен 194 скважинами с отбором керна и сейсморазведочными исследованиями в объеме более 2 800 км². Для проведения сейсмофациального анализа по целевым интервалам меловых отложений использовано программное обеспечение трехмерной сейсмостратиграфической интерпретации Stratimagic компании Paradigm. Были привлечены материалы работ [1] и [2], описывающие региональное развитие мезозойско-кайнозойских отложений на территории Приобской нефтегазоносной зоны.
фациальные обстановки осадконакопления, клиноформенные отложения,
сейсмофациальный анализ, керн, ГИС, атрибутный анализ
02.11.2022
Галиев Р.Р., Абдрахимов Р.И., Волошина А.А., Новиков А.П. Фациальные обстановки отложений неокома северной части Приобского нефтяного месторождения // Экспозиция Нефть Газ. 2022.
№ 7. С. 40–43. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-40-43
УДК 550.8.053
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-40-43

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