Сборник - Тезисы конференции Геомодель

Подождите немного. Документ загружается.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Рисунок 2. Сейсмофациальная характеристика пласта БС

Рисунок 3. Количественный прогноз коллекторских свойств пласта БС

по результатам акустической

инверсии

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Особенностью волновой картины клиноформы является наличие кровельного срезания

отражений, связанное с эрозионными процессами, выявленное на территории Пихтовой площади.

Следовательно, между шельфовыми образованиями и собственно клиноформами предполагаются

угловые несогласия и даже перерывы седиментации. Клиноформы имеют вид крутонаклонных,

черепицеобразных, регрессивного характера, с кровельным прилеганием. На Кеумской площади тип

сейсмофациальных единиц определен как слабонаклонные

, сходящиеся, конуса выноса. При

выделении составных частей клиноформ возникли трудности с определением местоположения

перегиба кромки палеошельфа на Кеумской площади. Этот факт объясняется мелководностью

бассейна, отсутствием четко выраженного склона, обширной переходной склоново-шельфовой

частью. Кроме того на формирование ачимовских отложений также повлияли тектонические

процессы, сопутствующие формированию аномального разреза баженовской свиты на

Кеумской

площади. На основе динамического анализа, по картам изохор, сейсмофациальному анализу

выделены элементы палеобстановок, такие как глубоководные каналы, турбидитовые потоки,

лопастевидные тела, а также русловые источники сноса материала на шельфе. (Рис.2а,б). По карте

изохор между ОГ НБС

и НБС

уменьшение временных толщин соответствует дистальным частям

лопастей турбидитов, характеризуются худшими коллекторскими свойствами, это обусловлено

наличием большего количества глинистого материала, чем песчаного, в отличие от проксимальной

части (Рис.2в,г). Волновая картина таких локальных зон характеризуется повышенными значениями

амплитуд.

Кроме того выполнена акустическая инверсия с целью прогноза эффективных толщин и

коэффициента

песчанистости. Из множества рассчитанных атрибутов информативным стал параметр

Vp/Vs. Волновая и площадная картина распределения атрибута приведена на рис.3. Среднее значение

Vp/Vs, рассчитанное в окне 7мс вниз от горизонта, при анализе с эффективными толщинами пласта

БС

имеет довольно слабую статистическую зависимость. После разбиения на две зависимости

статистика улучшается. Коэффициент корреляции составляет R

=0,87 и R

=0,82. Такое разбиение

можно объяснить сложным строением пласта БС

на изучаемой территории, о чем свидетельствуют

скважинные данные и результат палеоструктурных построений. Влияние зоны аномального бажена,

не позволило спрогнозировать распределение эффективных толщин в районах скважин 101, 102. По

картам песчанистости выделены лопасти высокоплотных турбидитовых потоков, соответствующие

увеличенным толщинам, и низкоплотных потоков, выделены зоны глинизации и зоны улучшенных

коллекторских свойств.

Отложения клиноформы БС

и ее составных частей происходило в глубоководном море, где

основным источником материала являются надводные дельты. Формирование глубоководных

ачимовских отложений пласта БС

происходило за счет нескольких источников транспортировки

материала. По схемам амплитуд ОГ НБС

выделяются несколько подводных каналов на севере

Кеумской площади и в районе Среднекеумской, Радонежской и Петьегской структур. Анализ

текстурно-структурных особенностей пород пласта БС

и интерпретация их условий образования

показали, что основными коллекторами пласта являются песчаники подводных турбидитовых русел

и их окраинных (бортовых) частей. Вмещающими для русловых песчаников являются

непроницаемые и слабопроницаемые алеврито-глинистые отложения турбидитовых

седиментационных лопастей, отмирания подводных русел, подводных прирусловых валов, а также

сильноглинистые мелкозернистые алевролиты и аргиллиты тонкозернистых турбидитовых покровов.

Несмотря на кажущееся непрерывное и сплошное распространение песчаников в плане, каждый

конкретный конус выноса изолирован от соседнего глиною [1].

Основные фации пластов АчБС

, АчБС

: фации турбидитовых седиментационных лопастей

(высокоплотные); глубоководных турбидитовых русел; отмирания глубоководных русел; покровных

тонкозернистых турбидитов; глубоководных турбидитовых русел, сформированных низкоплотными

турбидитовыми потоками, показаны на рис.4. Формирование турбидитовых лопастей пластов БС

БС

происходило за счет цикличного процесса, за счет изменения уровня моря, землетрясений и

других тектонических процессов, в ходе которых наиболее песчаные прослои турбидитовых

высокоплотных потоков сменялись наиболее пластичными глинистыми течениями. Наличие в

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

песчаниках широкого комплекса разнообразных биотурбационных текстур свидетельствует об их

формировании в нормально-морской обстановке, с умеренной активностью гидродинамики среды.

Однако встречаются области, где песчаники характеризуются наличием единичных штормовых

слойков с бугорчатой косой слоистостью, присутствие которой отражает неустойчивый штормовой

гидродинамический режим. Условия седиментации в данной обстановке характеризовались

чередованием периодов высокой активности гидродинамики среды с периодами слабой

гидродинамической активности, в течение которых происходила активная биотурбационная

переработка донных осадков.

На основе проведенного анализа уточнилась граница залежей Радонежского и

Среднекеумского месторождений. Закартированы новые ловушки, выполнен подсчет

запасов.

Рисунок 4. Карта фациального районирования пласта БС

Таким образом, осуществлен прогноз коллекторов в ачимовской толще на основании комплексного

анализа структурных построений, палеоструктурных реконструкций, схем динамических параметров

отраженных волн, сейсмофациального анализа по типу сейсмических трасс и комплексного анализа

акустической инверсии.

Литература

1. Трушков Л.Я. Игошкин В.П. «Клиноформы как региональные нефтегазоносные объекты,

закономерности размещения и прогноз

в них литологических резервуаров». Нефтегазовая

геология. Теория и практика, 2008 (3). www.ngtp.ru

2. Рединг Х. «Обстановки терригенного осадконакопления и фаций, в 2 томах», Москва «Мир»,

1990.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

ПРОГНОЗ УЛУЧШЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ПО

ДАННЫМ БУРЕНИЯ И ГИС (ШИРОТНОЕ ПРИОБЬЕ)

Захрямина М.О.* (Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН)

В настоящее время залежи нефти в ачимовской толще установлены на многих месторождениях, в

которых на одном и том же месторождении и на одинаковых

гипсометрических отметках залегают

разные пласты с разным насыщением. Следовательно, каждый ачимовский пласт представляет собой

многопластовый резервуар с очень сложным распределением в нем линзовидных, часто

изолированных песчаных тел - коллекторов. Но не все ачимовские пласты являются коллекторами.

Ловушки структурно - литологические, расположенные на моноклиналях и склонах структур.

Экранами для залежей служат различного ранга

и масштаба глинистые пачки, в том числе

региональные и субрегиональные пачки конденсированных глин, имеющие собственные названия

/Архипов и др., 1997/.

Ачимовские залежи могут быть структурно-литологическими, приуроченными к зонам

выклинивания песчаных пластов вверх по восстанию. Кроме того, могут встречаться литологически

экранированные залежи в песчаных линзах, ограниченных со всех сторон флюидоупорами. При

изучении строения залежей УВ, связанных с ачимовскими пластами, установлена «существенная

дифференцированность скважин по их производительности». Около 30% скважин либо

малодебитные, либо «сухие», что объясняется большей частью, технологическими причинами

/Брехунцов и др., 1999/.

Для неокома характерны в основном, три разности пород: песчаники, алевролиты и аргиллиты.

Поэтому наиболее информативным комплексом каротажных диаграмм для выделения

пластов

является стандартный каротаж, включающий ПС (спонтанная

поляризация), КС (кажущиеся

сопротивление), БК (боковой каротаж), ИК (индукционный каротаж) и ДС (кавернометрия).

Для терригенных отложений Западной Сибири, характеризующихся постоянной минерализацией

пластовых вод и мощностью пластов более 2 м установлено, что по значению αПС выделяются

различные группы песчано-алевритовых тел, каждая из которых характеризуется определенными

коллекторскими свойствами. С помощью относительных значений αПС устраняется влияние на

характер кривой всех факторов, кроме относительной глинистости и размера

обломочных частиц, т.е.

выделяются два наиболее важных литологических параметра, дающие возможность выявлять

особенности седиментации терригенных осадков и оценивать коллекторские свойства пород

/Муромцев В.С., 1984/. В связи с этим кривые ПС были использованы для локального прогноза

песчаных тел-коллекторов, зон их выклинивания и связанных с ними ловушек литологического типа.

Так

как ачимовские пласты представляют собой сложное переслаивание песчаников, алевролитов и

аргиллитов, то в них важно спрогнозировать коллектор по каротажным кривым.

В.С.Муромцев /1984/ предлагает разделить все отложения по αПС на пять типов (табл. 1).

Таблица 1

Характеристика фаций по ГИС /Муромцев, 1984/

Тип фаций

αПС

Тип породы

III

0 – 0,2

0,2 – 0,4

0,4 – 0,6

0,6 –0,8

0,8 – 1,0

порода - экран (глины)

непроницаемые (алевролиты, глинисто-алевролитовые

породы)

слабопроницаемые (песчано-алеврито-глинистые породы)

проницаемые (песчаники мелкозернистые)

хорошо проницаемые (песчаники крупно-среднезернистые)

По такой классификации коллекторами являются отложения с отклонением кривой ПС более 0,6.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Ю.Н.Карогодин и др. /1996/ разделяют песчано-алевритовые отложения по значениям αПС и КС

на семь типов (табл. 2).

Первые четыре типа в таблице 2 определяются амплитудой αПС, а последние три – значениями

КС. Нижний предел IV фации (αПС = 0,15) примерно соответствует величине коэффициента

пористости 14,2 %, которая по лабораторным данным, является нижней границей коллектора

/Карогодин

и др., 1996/. Однако в некоторых случаях коллекторы могут встречаться в фациях V и

даже VI типов. По классификации Ю.Н.Карогодина коллекторами уже являются отложения с

отклонением кривой ПС более 0,25.

Таблица 2

Характеристика фаций по ГИС /Карогодин и др., 1996/

Тип

фаций

αПС

КС,

Омм

Тип породы

III

VII

> 0,75

0,50 – 0,75

0,25 – 0,50

0,15 – 0,25

< 0,15

> 15

7 –15

< 7

коллектора

зона неустойчивого распространения коллекторов

переслаивание аргиллитов, алевролитов и

песчаников

глинистые, глинисто-алевритовые отложения

экраны

Из вышесказанного следует, что значения αПС для коллекторов варьируют в достаточно широких

пределах.

С целью получения более точной оценки коллекторских свойств пород и выделения улучшенных

коллекторов был проведен статистический анализ, который можно разделить на два этапа:

I. Для уточнения связей между электрометрическими характеристиками и коллекторскими

свойствами горных пород был проведен

совместный анализ кривых ПС и результатов

лабораторных исследований (ЛИ) образцов керна из ачимовской толщи. С этой целью

проанализировано 460 образцов керна из 15 скважин, в которых лабораторными способами были

определены пористость (Кп), проницаемость (Кпр), плотность и удельное электрическое

сопротивление.

В результате корреляционного анализа получены зависимости между пористостью и

относительной амплитудой ПС. Область значений

коэффициентов корреляции (0 < r < 1) разбита

на три класса по степени корреляции: 0 < r < 0.33 – слабая, 0.34 < r < 0.66 – средняя, 0.67 < r < 1 –

сильная /Муромцев В.С., 1984/].

По данным Ф.Я. Боркуна / Моисеев В. Д., Боркун Ф. Я., Кучеров Г. Г. и др., 2001/ на глубинах

залегания ачимовских отложений в пределах 2700 – 3050 м по законам нормального уплотнения

песчано-алевритовых пород величина открытой пористости должна

быть в пределах 11-12 %. Но

фактические значения Кп выше и составляют 16-19 %.

II. На следующем этапе были изучены корреляционные связи между мощностями (общей и

эффективной) и αПС ачимовских песчаников по данным бурения и изменение этих параметров по

дебитам, полученным при испытании скважин. На основании этого выделены зоны улучшенных

коллекторов. При этом эффективной мощностью

считалась мощность песчаников при αПС>0.6,

так как при αПС>0.6 в большинстве случаев получены притоки флюида (Рисунок 1.), а скважины

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Рисунок 1. Зависимость αПС от типа флюида, полученного при испытании песчаников

ачимовской толщи

были разделены по дебитам (т/сут), полученным при испытании ачимовских песчаников,

следующим образом: >50, 20-50, 10-20, 5-10, <5 и «сухие».

Ачимовские песчаные пласты литологически неоднородны и зачастую представляют собой

«слоенку», чередование проницаемых и плохо проницаемых разностей, что наглядно выражается

и в «пилообразном

» облике кривой ПС. Несмотря на наличие высокой корреляционной

зависимости с коэффициентом 0.8 между общей мощностью песчано-алевролитового пласта и

мощностью песчаника и также надежной связи между мощностью песчаника и мощностью

коллектора (R

=0.81), связь αПС, следовательно, и Кп, с общей мощностью песчаников сложная и

описывается полиноминальным уравнением 6-ой степени с коэффициентом аппроксимации

=0.34, зависимость мощности коллектора от αПС высокая (R

=0.66). По наличию зависимости

αПС с Кп и αПС с мощностью песчаника можно определить предельные толщины и пористость

пласта, при которых он становится не коллектором, т.е. глинизируется.

Изменение αПС, общих и эффективных мощностей по дебитам, полученным при испытании

ачимовских песчаников, только подтверждает ранее установленные зависимости и позволяет

определить граничные

значения параметров, при которых дебиты окажутся рентабельными.

Так, графики зависимости общей мощности песчано-алевролитового пласта от дебитов

показывают, что дебит не зависит от общей мощности пласта. Не зависит дебит и от мощности

песчаника. Только от мощности ачимовского коллектора наблюдается изменение дебита (Рисунок

2.). При этом дебиты >10 т/сут получены при мощности коллектора >4 м и при αПС>0.6.

Рисунок 2. Зависимость дебитов от мощности коллектора

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Особенностью строения залежей УВ, приуроченных к резервуарам ачимовской толщи, является

дифференцированность скважин по их продуктивности /Левинзон И.Л., Брехунцов А.М. и др.,

2001/. Графики изменения αПС и эффективных мощностей в зависимости от дебитов, полученных

из ачимовских песчаников наглядно это подтверждают. Несмотря на то, что распределение этих

параметров по дебитам имеет

место, при доверительной вероятности >95% (выборка 95

элементов), крайние минимальные значения каждого из них для дебитов различной величины

варьируют в значительных интервалах. По-видимому, дебиты >10т/сут, полученные из пластов с

эффективной мощностью коллектора 1-2 м, можно объяснить обильными процессами

выщелачивания в песчаниках, которые наблюдаются в шлифах. Так как из геологических

факторов, влияющих

на продуктивность скважин, определяющим считается наличие трещинного,

трещинно-порового типа коллектора /Брехунцов А.М., Кучеров Г.Г., Стасюк М.Е., 1998/, этим

можно объяснить наличие средних дебитов при низкой амплитуде ПС, отсутствии эффективной

мощности коллектора и низком коэффициенте пористости.

Изменение в зависимости от дебитов средних значений анализируемых параметров дало

следующие результаты:

Изменение средних значений αПС показывает, что при αПС >0.65 дебит >10т/сут, а при αПС

<0.6 притоков не получено, αПС – 0.6-0.75 - дебит <10 т/сут. Это распределение обосновывает

выделение улучшенных коллекторов в ачимовских песчаниках по αПС >0.65.

2. Значимы отличия в средних значениях эффективных мощностей. При дебитах <10 т/сут средние

значения эффективной мощности

меняются от 4 до 5 м, >10т/сут – >5 м и не получено притоков

при средних значениях эффективной мощности <4 м .

3. Коэффициент пористости меняется следующим образом: при αПС <0.6 Кп < 13%, а при αПС >

0.65 Кп >16 %.

Не составляет труда заметить, что при дебитах выше 5 т/сут средние значения параметров αПС,

Нэф и Кп практически не

меняются и составляют: αПС – 0.74-0.78, Нэф – 6-10 м, Кп – 17-19%.

Таким образом, учитывая выше описанные зависимости, можно более объективно подойти к

прогнозу зон коллекторов и улучшенных коллекторов в ачимовских песчаниках.

Литература

1. Архипов С.В., Колесник В.Б. Особенности геологического строения горизонта БС

Родникового месторождения // Нефть Сургута. «Издательство «Нефтяное хозяйство», 1997. С.

158-168.

2. Брехунцов А.М., Бородкин В.Н., Дещеня Н.П. и др. Проблемы картирования, индексации и

прогноза высокоперспективных зон в ачимовской толще Восточно-Уренгойской зоны и

некоторые аспекты технико-экономического обоснования ее освоения // Геология, геофизика и

разработка нефтяных месторождений. 1999. № 11. С. 2-13

Брехунцов А.М., Кучеров Г.Г., Стасюк М.Е. Тип коллекторов в отложениях ачимовской толщи

Восточно-Уренгойской зоны //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. –

1998. - №7. - С. 2-6.

4. Карогодин Ю.Н., Ершов С.В., Сафонов В.С. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири:

Системно-литологический аспект. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ

ОИГГМ, 1996. 252 с.

5. Левинзон И.Л., Брехунцов А.М., Бородкин В.Н. и др. Ачимовская толща – один из основных

объектов стабилизации добычи углеводородного сырья на территории Ямало-Ненецкого

автономного округа (ЯНАО) // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. –

2001. - №1. - С. 4-17.

6. Моисеев В. Д., Боркун Ф. Я., Кучеров Г. Г. и

др. Фильтрационно-емкостная модель коллекторов

Ачимовских отложений Большого Уренгоя.// Геология, геофизика и разработка нефтяных

месторождений, № 4,2001.

7. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и

газа. Л.: Недра, 1984. - 260 С.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

ОЦЕНКА УГЛЕВОДОРОДНОГО ПОТЕНЦИАЛА ТУАПСИНСКОГО ПРОГИБА НА ОСНОВЕ

ПРИМЕНЕНИЯ БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ И ГЕОСИНЕРГЕТИЧЕСКОГО

АНАЛИЗА

Астахов С.М. (ОАО «Краснодарнефтегеофизика»)

Переход к следующему этапу ГРР для недропользователей, имеющих лицензии в

Туапсинском прогибе, сопряжен с серьезнейшими капиталовложениями для бурения поисковых

скважин. Перед геологами стоит задача минимизации рисков, в первую очередь за счет обоснования

достоверности оценки ресурсов.

Традиционные объемно-статистические методики оценки ресурсов не всегда, а если быть

точным, то в очень редких случаях, включают в расчеты риски функциональных единиц УВ-системы.

Не учтенной остается часто имеющая место быть проблема тайминга, - несоответствия главной фазы

эмиграции УВ и образования к этому моменту ловушек. Системный подход

бассейнового

моделирования и использованная автором методика пофазного расчета аккумуляции углеводородов в

ловушках, учитывает риски и неопределенности эффективности углеводородных систем,

работающих в направлении отдельно взятой структуры.

Проведенные в 2010г. комплексные исследования по оценке углеводородного потенциала

Туапсинского прогиба позволили достичь следующих результатов:

- На основе выделения в структуре осадочного чехла Туапсинского прогиба тектонических

элементов более низкого порядка, построена детализированная схема тектонического строения

(рис.1);

- Обоснована литолого-фациальная зональность Туапсинского прогиба (рис.1). На этой

основе проведено литологическое моделирование. Построены разрезы псевдо-скважин литолого-

фациальных зон (рис.3).

- Составлена детальная секвент-стратиграфическая схема седиментации Туапсинского

прогиба (рис.2). Построены палео-профили, характеризующие характер осадконакопления в майкопе.

- Проведено

бассейновое моделирование осадочного чехла Туапсинского прогиба.

Спрогнозированы все основные физические показатели пластов, характеризующие их свойства

согласно назначению в углеводородной системе: резервуарные и проводящие свойства пластов-

коллекторов и пластов-носителей, генерационные и эмиграционные возможности

нефтегазоматеринских толщ, экранирующие свойства пород-покрышек.

- Спрогнозирован фазовый состав флюида возможных залежей Туапсинского прогиба.

Прогноз осуществлен как

в программной среде Petromod на основе данных по экспериментальному

пиролизу, так и с инновационным подходом геосинергетической методики.

- На основе методики оценки пофазной заполненности ловушек оценены ресурсы локальных

поднятий Туапсинского прогиба. Оценка начальных суммарных ресурсов также верифицирована

примененным для Туапсинского прогиба геосинергетическим методом.

Кратко представим результаты резюмирующего этапа исследований - объемной оценки

ресурсов

. Среди остальных полученных результатов оценки ресурсов, выделяется приуроченность

более 40% всей массы аккумулированных УВ к 3 ловушкам. Это вызвано их существованием в

основную фазу эмиграции УВ из нижнемайкопских (23-16 млн.л.) и верхнеэоеценовых

нефтегазоматеринских отложений (27-16 млн.л.), а также размерами и наличием пород-коллекторов.

Распределение объемов аккумулированных в ловушках УВ по фазам следующее:28.4…23 - 129.5

млн. т. УТ; 23…16.1 - 1235,17 млн. т. УТ; 16.1…5.2 - 185,71 млн. т. УТ; 5.2…0 - 476,974 млн. т. УТ

Общий объем прогнозных ресурсов составил 2 027 354 тыс. т УВ условного топлива. Причем

основная часть (ок. 75%) принадлежит двум зонам Новомихайловской и Геленджикской. На

Лазаревскую зону приходится ок. 16% от общей массы.

Начальные суммарные ресурсы по результатам оценки геосинергетическим методом: Qгн =

1515.14 млн.

т. У.Т. Этот результат принят за 50% вероятность открытия ресурсов. Очевидно, что

объемы оцененных ресурсов двумя различными методами - одного порядка. Это говорит о

сходимости результатов и повышает достоверность прогнозируемых объемов углеводородов.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Рисунок 1. Литолого-фациальные зоны Туапсинского прогиба

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Рисунок 2. Секвент-стратиграфическая модель

Сборник - Тезисы конференции Геомодель - 2011

Подождите немного. Документ загружается.