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.

Условные обозначения к рис.2: 1 – Направление тектонического движения фундамента в

последующую стадию, 2 – Направления движения береговой линии в последующую стадию, с

указанием определяющего фактора, 3 – Изменение уровня мирового океана в последующую стадию, с

указанием характера изменения, 4 – направление сноса обломочного материала, 5 – дельтовые

отложения, 6 – шельфовые алевролиты и песчаники, 7 – авандельтовые алевролиты и песчаники, 8 –

шельфовые глины, 9 – глины конденсированного разреза, обогащенные ОВ

, 10 – олистостромы,

оползневые явления на континентальном склоне, 11 – Окраинно-шельфовый тракт, 12 – Подводный

фан подножия склона с телами и покровными песчаниками, 13 – Клин нижнего системного тракта,

14 – Эрозионная поверхность, 15 – Места отбора образцов, 16- Неколлекторы и плохо проницаемые

породы, 17 – песчаники массивные без слойчатости, 18 – Песчаники с горизонтальной

слойчатостью центральных частей мелководного бассейна, 19 – Песчаники с мульдообразной

слойчатостью дельтовой природы

Рисунок 3. Пример построения разреза псевдо-скважин

Разработанная на примере Туапсинского прогиба методика экспресс-оценки перспектив

нефтегазоносности отдельных структур в пределах изучаемого бассейна, не требует от пользователя,

в лице научно-исследовательских и производственных организаций, финансовых вложений на

приобретение дорогостоящих программных продуктов по бассейновому моделированию. Позволяет

на региональной и поисковой стадии

планировать дальнейшие исследования с выбором оптимальных

объектов для постановки детализационных ГРР.

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

интерпретации геолого-геофизических данных.

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

УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ТИПИЗАЦИЯ КОЛЛЕКТОРОВ ОТЛОЖЕНИЙ ВЕРХНЕЙ

ЧАСТИ ВИКУЛОВСКОЙ СВИТЫ

Докладчик К.А. Костеневич* (Тюменское отделение «СургутНИПИнефть»),

Соавтор И.В.Федорцов (Тюменское отделение «СургутНИПИнефть»),

Соавтор С.В. Бирюков (Тюменское отделение «СургутНИПИнефть»),

Соавтор И.М. Гудырин (Тюменское отделение «СургутНИПИнефть»),

Формирование терригенных коллекторов Западной Сибири в сложных полифациальных обстановках

обусловило значительную латеральную

и вертикальную изменчивость фильтрационно-емкостных

свойств пород-коллекторов, которые определяются как минеральным составом скелета и цемента, так

и особенностями структуры порового пространства. Целью работы было создание наиболее

релевантной петрофизической модели отложений викуловской свиты Красноленинского свода. В

статье рассмотрены методы типизации пород-коллекторов с привлечением разных методов

классификации.

На территории Красноленинского

свода отложения викуловской свиты относятся к отложениям

крупного дельтового комплекса и осадкам шельфовой зоны. В разрезе свиты выделяются песчано-

алевритовые пропластки, которые экранируются глинистыми прослоями. Толщины викуловской

свиты достигают 247-288 м, к верхней части свиты приурочен продуктивный пласт ВК

, имеющий

толщину от 15 до 27 м.

В Рогожниковско-Ляминской зоне осадконакопление пород викуловской свиты проходило в

центральной части внутреннего мелководного бассейна. Нижняя часть викуловского горизонта

формировалась в период регрессивного этапа развития бассейна и представлена отложениями

дальней шельфовой зоны, в пределах которой песчано-алевритовые тела имеют небольшую

мощность и ограниченное распространение. В

дальнейшем происходило постепенное уменьшение

глубины бассейна седиментации и продвижение дельтовой системы в восточном и северо-восточном

направлении, за счет чего увеличивались общие толщины песчано-алевритовых прослоев, и

расширялась зона их распространения.

Накопление осадков пласта ВК

соответствует трансгрессивному этапу развития бассейна. Пласт ВК

представлен последовательностью из трех циклов. Нижний цикл является осадками дистальной части

фронта дельты, отложения среднего и верхнего цикла формировались уже на большей глубине на

большем удалении от береговой линии и представлены осадками штормового шельфа. Область

распространения и толщины песчано-алевритовых прослоев с увеличением глубины бассейна

седиментации постепенно сокращались вверх по

разрезу пласта. Для циклов характерна латеральная

выдержанность. В южной части Рогожниковско-Ляминской зоны цикличность строения пласта ВК

нарушена за счет серии распределительных каналов, протягивавшихся в северо-восточном

направлении. Дистрибутивные каналы являлись морским продолжением рукавов разветвленной

русловой системы надводного дельтового комплекса, по которым происходила транспортировка

осадочного материала в морской бассейн. Каналы заполнены комплексом флювиальных осадков.

По условиям образования выделено два основных литолого-фациальных типа пород. Это отложения

дистрибутивных

каналов и отложения штормового шельфа (отложения дистальной дельтовой зоны,

подвергавшиеся штормовому воздействию и отложения шельфа). Шельфовые отложения всех трех

циклов характеризуются в целом близкими литологическими и петрофизическими свойствами.

Отложения дистрибутивных каналов заметно отличаются от штормовых осадков по своим свойствам.

На коллекции образцов керна из опорных скважин, вскрывших все типы отложений, были

проведены

комплексные анализы фильтрационно-емкостных и литологических свойств пород. На большой,

статистически представительной выборке были определены пористость, проницаемость,

водоудерживающая способность пород, гранулометрический состав, минеральный состав глинистого

цемента, содержание карбонатных минералов. Специальные исследования были выполнены на

коллекции образцов, представляющей все типы пород-коллекторов. Они включали в себя

капиллярные исследования, определение параметрических

характеристик порового пространства по

петрографическим шлифам и лабораторное определение коэффициента извлечения нефти. Такой

комплекс исследований позволил провести детальный анализ пород-коллекторов.

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

интерпретации геолого-геофизических данных.

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

В ходе анализа петрофизических свойств подтвердилось значительное расхождение в свойствах

песчано-алевритовых пород-коллекторов выделенных литолого-фациальных типов. Проницаемые

прослои штормовых отложений викуловской свиты представлены преимущественно алевролитами с

преобладанием крупноалевритовой фракции. Толщины отдельных песчано-алевритовых прослоев в

нижнем цикле обычно равны 30-40 см, в среднем – 5-10 см, и 2-3 см в верхнем цикле. Доля

глинистых и алеврито-глинистых разностей по разрезу составляет 63% в нижнем, 40% в среднем и

65% в верхнем цикле. Доминирующими осадками в каналах являются алевритистые песчаники, доля

глинистых и алеврито-глинистых разностей в среднем составляет около 10%, а средние толщины

однородных песчаных прослоев 2-3 м при общей толщине отложений данного типа от 3-5 до 16 м.

По

открытой пористости отложения каналов и штормовые отложения лежат в одном диапазоне, а по

проницаемости отмечается существенное различие. Сопоставление открытой пористости и

проницаемости пород разных литолого-фациальных типов приведено на Рис.1. Наиболее

«перспективными» с точки зрения качества коллекторов являются отложения распределительных

каналов пласт ВК

. Среди пород мелководного генезиса лучшими свойствами обладают песчано-

алевритовые прослои верхнего цикла.

0.01

0.1

100

1000

10000

0 5 10 15 20 25 30 35

пористость, %

проницаемость, мД

отложения штормового шельфа

отложения дистрибутивных каналов

Рисунок 1. Сопоставление пористости и проницаемости пород различных литолого-

фациальных типов

Граничные значения коллектора для нефтенасыщенных пород пласта ВК

по результатам анализа

фильтрационно-емкостных свойств составляют 20.2% по пористости и 3.4х10

-3

мкм

по

проницаемости. Все песчано-алевритовые породы дистрибутивных каналов относятся к коллекторам,

штормовые отложения представлены как коллекторами, так и неколлекторами.

Цемент песчаников и алевролитов преимущественно глинистый. Наряду с порово-пленочным

рассеянным глинистым цементом в породах свиты отмечается текстурная глинистость, связанная с

неустойчивым гидродинамическим режимом. Текстурная глинистость характерна для пород

штормового шельфа.

В породах дистрибутивных каналов преобладает рассеянная глинистость.

Карбонатный цемент развит слабо. Он представлен поровым кальцитом и сидеритом, развивающимся

по слюдам. Карбонатный цемент оказывает заметное влияние на ФЕС пород при содержании более

10%, но содержание прослоев с карбонатным типом цемента невелико. Основное влияние на

фильтрационно-емкостные свойства пород оказывает глинистый рассеянный цемент.

На Рис.2

приведено сопоставление пористости и проницаемости пород и общей глинистости. Породы

дистрибутивных каналов характеризуются высокими значениями пористости, максимальными

значениями проницаемости и в тоже время повышенным содержанием глинистого цемента.

Повышенные значения связаны с развитием в породах каолинита. В данных отложениях гидрослюда

практически отсутствует, а содержание хлорита составляет менее 3% на породу. Граничное

значение

коллектора характеризуется содержанием глинистого цемента 20%.

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

интерпретации геолого-геофизических данных.

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

0 10203040

пористость, %

а)

общая глинистость, %

отложения дистрибутивных каналов

отложения штормового шельфа

0.01 0.1 1 10 100 1000 10000

проницаемость, мД

б)

общая глинистость, %

отложения дистрибутивных каналов

отложения штормового шельфа

Рисунок 2. Сопоставление общей глинистости и пористости (а), общей глинистости и

проницаемости (б) пород различных литолого-фациальных типов

Хлорит в составе цемента представлен, по меньшей мере, двумя минеральными типами. Это

железисто-магнезиальный пленочный хлорит, покрывающий зерна, и более магнезиальный хлорит,

образующий комплекс с гидрослюдами и расположенный в порах и мелких глинистых линзах и

прослоях.

Для пород штормового генезиса существует достаточно тесная связь пористости и проницаемости от

общей глинистости. С

ростом общей глинистости отмечается и сильное изменение состава

глинистого цемента. При общей глинистости менее 20%, в области коллекторов, отмечается

значительная дифференциация состава глинистого материала, а при общей глинистости более 20%, в

области неколлекторов, состав глинистого материала становится почти постоянным с преобладанием

хлорита и значительным вкладом гидрослюды.

По стандартной методике с учетом литологических

и петрофизических особенностей были выделены

три литолого-петрофизических типа пород. Породы первого типа, представленные лучшими

коллекторами, отмечены только в отложениях дистрибутивных каналов. Породы второго типа, со

средними свойствами характерны как для отложений каналов, так и штормового шельфа. Третий

литолого-петрофизический тип пород характерен преимущественно для осадков штормового шельфа.

Анализ изображений в

прокрашенных петрографических шлифах позволил выделить эффективное

поровое пространство и рассчитать следующие параметры: площадь пор, их периметр, долю пор в

породе, эквивалентный и гидравлический диаметр пор, оптическую пористость. Выделение

отдельных пор в кластерах не проводилось. Капиллярные свойства пород были изучены методом

центрифугирования. Максимальное капиллярное давление ограничено 2 МПа, что соответствует

радиусу пор 0.07

мкм. По данным капилляриметрических исследований построены функции

распределения каналов по размерам и определена доля пор, участвующих в фильтрации,

получены

зависимости насыщенности от капиллярного давления.

При сопоставлении параметров пор по шлифам (средний диаметр пор, средняя длина каналов) с

результатами петрофизического исследования керна стандартными методами (с проницаемостью, с

эффективной пористостью) наблюдается неплохая сходимость оптической пористости с

проницаемостью, причем отмечается дифференциация по типу породы. Значимые корреляционные

связи отмечены для пористости и проницаемости

со средним диаметром пор, со средней расчетной

длиной каналов и со средним размером обломков, с соответствующей дифференциацией по типам

пород,

Поры размером менее 5 мкм на петрографических шлифах практически не выделяются. По

результатам капилляриметрии отсутствует дробное деление интервалов размерности пор с диаметром

более 10 мкм – только 10-20 и более 20 мкм. Для сопоставления данных

капилляриметрии по

размерности каналов и вкладу их в фильтрацию с размерами пор по шлифам был сделан пересчет

через насыщенность и долю пор. По соотношению диметров каналов и пор были выделены два типа

пород: первый - с высокой оптической пористостью и проницаемостью и второй - с мелкими порами

и относительно низкой проницаемостью, соответствующие отложениям

канала и штормового

шельфа.

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

интерпретации геолого-геофизических данных.

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

Использование стандартных методов классификации пород по данным капилляриметрии через

функцию Леверетта не дает возможности четко выделить породы разного типа без использования

предварительной типизации пород по другим признакам. С учетом литофациального деления пород

разделение можно провести по J-функции. Такие особенности функции Леверетта связаны, по-

видимому, с различной глинистостью пород отдельных литолого-фациальных

типов.

Использование классификации по FZI (Индикатора зоны потока) предполагает выделение трех типов

пород (Рис.3). Метод основан на сопоставлении реальных данных с предопределенным набором 10

классов «глобальных гидродинамических элементов», различающихся последовательной

прогрессией значений FZI. Сами классы были выделены на основе изменения пористости и

проницаемости типичных пород-коллекторов и градации гидравлических свойств пород при

одинаковой

пористости.

0.010

0.100

1.000

10.000

100.000

1000.000

10000.000

0.000 0.100 0.200 0.300 0.400

пористость, доли ед.

проницаемость, мД

GHU 1

GHU 2

GHU 3

GHU 4

GHU 5

GHU 6

GHU 7

GHU 8

GHU 9

GHU 10

первый литолого-

петрофизический тип

второй литолого-

петрофизический тип

третий литолого-

петрофизический тип

Рисунок 3. Сопоставление пористости и проницаемости по керну с выделением типов пород

методом гидравлических единиц

Различное содержание и тип цемента в штормовых отложениях и отложениях дистрибутивных

каналов определило и разный характер нефтенасыщения пород. Если на зависимостях начального

нефтенасыщения от пористости литолого-фациальные типы не дифференцируются, то на

зависимостях от проницаемости происходит четкое деление зависимости по литолого-фациальному

типу породы.

Основные выводы:

– Классификация пород только по

условиям образования не всегда позволяет выделить все

литолого-петрофизические типы пород в разрезе.

– В основе классификации пород могут быть использованы разные подходы. Традиционный подход,

предполагающий комплексный анализ всех литологических и петрофизических исследований, и

классификация по индикаторам зон потока для отложений викуловской свиты дополняют друг

друга.

– Выделение литолого-петрофизических

типов по функции Леверетта не так однозначно. Без

привлечения данных других исследований типизация пород только по J-функции затруднена.

– Лучший результат дает комплексное использование различных методов, что позволяет с большей

достоверностью делить породы-коллекторы на литолого-петрофизические типы.

– Полученные данные свидетельствуют о необходимости использования своей петрофизической

модели для каждого из

выделяемых литолого-фациальных типов пород.

Литература

1. Федорцов И.В., Ладейщикова С.А. Изучение структуры порового пространства в

петрографических шлифах // Материалы

научно-практической конференции «Литологические и

геохимические основы прогноза нефтегазоносности»

. Санкт-Петербург. ВНИГРИ. 2008.

2. Костеневич К.А., Федорцов И.В., Обоснование лито-фациальных закономерностей

распространения коллекторов в отложениях сложного строения // Нефтяное хозяйство. 2011. №4. С.

26-29.

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

интерпретации геолого-геофизических данных.

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

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНОГО АНАЛИЗА ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ

РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

Докладчик А.В.Макаров.* (Тюменское отделение «СургутНИПИнефть»),

Соавтор И.В.Федорцов (Тюменское отделение «СургутНИПИнефть»)

Соавтор К.А.Костеневич (Тюменское отделение «СургутНИПИнефть»)

Исторически подсчет запасов углеводородов и проектирование разработки месторождений

разделяются на два этапа, следующие один за другим. Как правило, утвержденная геологическая

модель

передается в готовом виде для обоснования проектных решений. В данной ситуации

проектировщик поставлен в жесткие рамки уже апробированной геологической основы (структурные

построения, величина запасов, распространение фильтрационно-емкостных свойств по объему,

петрофизические зависимости, свойства пластовых флюидов и др.). Следует отметить, что один из

основных параметров для гидродинамического моделирования – проницаемость не является

подсчетным параметром.

Из формулы притока жидкости к скважине следует, что дебит скважины прямо пропорционально

зависит от проницаемости. В большинстве случаев в Западной Сибири проницаемость определяется

зависимостью от пористости, которая в свою очередь определяется зависимостью от Асп.

Погрешность определения пористости при использовании данных зависимостей незначительна и они

с успехом используется на протяжении

многих лет при подсчетах запасов. Зависимость

проницаемости от пористости, как правило, степенная. При увеличении пористости на 1% значения

проницаемости могут возрасти в 2 и более раз. Таким образом, наибольшее влияние на достоверность

прогноза дебитов скважин оказывает ошибка в определении проницаемости. Очевидно, что

обоснование проницаемости является тонкой и важной задачей при проектировании разработки

месторождений.

Рассмотрим пример разработки одного из месторождений ОАО «Сургутнефтегаз». Месторождение

было введено в разработку в 2001 году. Подсчет запасов был выполнен в 2007 году. В этом же году

был составлен новый проектный документ на основе геологических моделей, прошедших апробацию

в ГКЗ Роснедра. По пласту АС

1(1)

для определения проницаемости была обоснована единая

петрофизическая зависимость. Разбуривание основной залежи пласта АС

1(1)

началось с центральной

части и постепенно смещалось в западном направлении. Дебиты скважин по жидкости в период 2001-

2006 годы изменялись от 15 до 27 т/сут (рис. 1а), по нефти от 12 до 27 т/сут (рис. 1б).

дек.01

апр.02

авг.02

дек.02

апр.03

авг.03

дек.03

апр.04

авг.04

дек.04

апр.05

авг.05

дек.05

апр.06

авг.06

дек.06

апр.07

авг.07

дек.07

апр.08

авг.08

дек.08

апр.09

авг.09

дек.09

апр.10

авг.10

дек.10

Дебит нефти , т/су

Западная часть пласта

В целом по пласту

Восточная часть пласта

дек.01

апр.02

авг.02

дек.02

апр.03

авг.03

дек.03

апр.04

авг.04

дек.04

апр.05

авг.05

дек.05

апр.06

авг.06

дек.06

апр.07

авг.07

дек.07

апр.08

авг.08

дек.08

апр.09

авг.09

дек.09

апр.10

авг.10

дек.10

Дебит жидкости, т/су

Западная часть пласта

В целом по пласту

Восточная часть пласта

а) б)

Рисунок 1. Динамика дебитов нефти и жидкости. Пласт АС

1(1)

В 2007 году началось разбуривание восточной части пласта. По сравнению со скважинами,

пробуренными ранее, в этой части месторождения дебиты скважин по жидкости были ниже в ~2 раза.

Аналогичная ситуация наблюдалась и по дебитам нефти. Средняя нефтенасыщенная толщина по

скважинам, пробуренным в 2007-2008 годах, составляла 5.9 метра. По скважинам, пробуренным в

период с 2001 по 2006 годы, нефтенасыщенные

толщины составляли 7.1 м. Произведение

нефтенасыщенных толщин на проницаемость (проводимость) по выделенным участкам составила

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

интерпретации геолого-геофизических данных.

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

135*10

-3

м*мкм

и 153*10

-3

м*мкм

соответственно. Сопоставление текущих показателей

эксплуатации скважин и параметра проводимости показывает на значительное несоответствие

параметров работы скважин и геологических характеристик пласта (рис. 2).

Рисунок 2. Сопоставление текущих показателей разработки и параметра проводимости.

Очевидно, что для объяснения полученных противоречий необходимо было «вернуться» к

геологической модели с учетом результатов эксплуатации скважин, пробуренных в 2007-2008 годах.

Для уточнения распределения коллекторов и выявления закономерностей изменения

петрофизических свойств был проведен анализ палеогеографической обстановки и литолого-

фациальный анализ продуктивных пластов. Проведение палеогеографических реконструкций на

территории отдельного, особенно небольшого, месторождения

часто невозможно. Поэтому на первом

этапе была проведена палеогеографическая реконструкция обстановки осадконакопления в целом на

западном склоне Сургутского свода.

Для пласта АС

характерны особенности зонального распределения осадочного материала для

длительно существующих бассейнов. Бассейн седиментации представлял собой подводную

шельфовую равнину, слабо погруженную в восточном направлении с выраженной границей шельфа.

Наличие бровки палеосклона (границы шельфа) было подтверждено по результатам интерпретации

сейсмических работ на изучаемой территории. По результатам анализа материалов ГИС,

сейсмических работ и керна

в пределах пласта были выделены пять основных комплексов отложений

мелководно-морской части бассейна и один комплекс отложений подводного аккумулятивного

склона. Непосредственно для месторождения характерны отложения шельфового конуса выноса и

отложения головных частей разрывных течений.

На момент формирования отложений пласта на территории месторождения глубина моря составляла

более 40 м, что определяло слабую волновую

переработку осадков. Перераспределение и

последующая переработка песчано-алевритового связана с течениями, преимущественно двух

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

интерпретации геолого-геофизических данных.

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

направлений. Поступление терригенного материала происходило с востока за счет сноса материала в

более погруженную часть шельфа. Перераспределение осадка определяли вдольсклоновые течения,

преимущественно субмеридианального направления. Такие условия формирования обусловили

формирования на месторождении двух четко выраженных фациальных зон.

Для восточной части месторождения, более удаленной от палеосклона, характерны отложения

головных частей разрывных течений.

На этом участке происходил транзит терригенного материала с

востока на запад, а сами отложения не подвергались последующей переработке. В транзитной зоне

отдельные прослои коллекторов имеют преимущественно субширотное простирание и ширину, как

правило, не превышающую 1 км. На западе происходила аккумуляция терригенного материала и его

частичное перераспределение и переработка вдольсклоновыми течениями с формированием

шельфового конуса выноса. Направления палеотечений наложили отпечаток и на преобладающие

направления отдельных песчано-алевритовых тел в пласте. В области конуса выноса преобладает

субмеридианальное направление развития песчано-алевритовых тел, и они имеют ширину до 2 км.

Фациальная зональность подтверждается заметным отличием фильтрационно-емкостных свойств

коллекторов по керну, определяющих гидродинамические свойства пласта на

месторождении. По

комплексу литологических и петрофизических параметров по керну были выделены два основных

литолого-петрофизических типа пород коллекторов, условно названные «мелкозернистые песчаники

и крупнозернистые алевролиты» и «мелко-крупнозернистые алевролиты». При одинаковом значении

пористости для «алевролитов» отмечается значительное снижение проницаемости по сравнению с

«песчаниками» в 6.6 раз (Рис. 3).

Рисунок 3 Сопоставление зависимостей проницаемости от пористости в целом по пласту

и для выделенных литотипов пород.

В случае преобладания в разрезе скважины «алевролитов», расчетный дебит скважин будет

существенно ниже по сравнению разрезом с преобладанием «песчаников». Таким образом,

использование обобщенной зависимости проницаемости от пористости для всех пород-коллекторов

может привести к значительным ошибкам при обосновании добывных возможностей скважин.

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

интерпретации геолого-геофизических данных.

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

Проведенный анализ распределения «песчаников» и «алевролитов» по разрезу и площади показал

зональность преимущественного развития пород разных литолого-петрофизических типов. В

шельфовом конусе выноса на западе месторождения развиты как «песчаники», так и «алевролиты». В

целом отмечается небольшое преобладание песчаников. В восточной части месторождения прослои

«песчаника» практически отсутствуют (рис. 4).

Рисунок 4. Схема распространения литотипов по площади месторождения.

Утвержденная геологическая модель не учитывала индивидуальные петрофизические зависимости

для выделенных типов пород и их распространение по площади месторождения. Очевидно, что

значительное снижение дебитов скважин было обусловлено низкими фильтрационными свойствами

пласта АС

1(1)

в восточной части месторождения.

Основные выводы:

1. Для пласта АС

1(1)

выделены два литолого-петрофизических типа коллекторов. По каждому из них

построены индивидуальные петрофизические зависимости для определения проницаемости. При

одинаковом значении пористости проницаемость по выделенным типам может различаться в 6.6 раз.

2. На основе проведенного комплексного литолого-фациального анализа условий формирования

пласта АС

1(1)

выявлены особенности площадного распространения коллекторов разных типов и

построена уточненная карта проводимости.

3. В дальнейшем для достоверного определения проницаемости и, как следствие, корректной оценки

добывных возможностей пластов целесообразно применение индивидуальных петрофизических

зависимостей по выделяемым литолого-петрофизическим типам коллекторов.

Литература

1. «Закономерности распространения, условия формирования и корреляция пластов АС11 и

АС12

на западном склоне Сургутского свода». И.В.Федорцов, К.А.Костеневич. Материалы VI

научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». Ханты-

Мансийск, Издательский Дом «ИздатНаукаСервис», 2003, С.283-293.

2. «Фациально-ориентированные геологические модели как фактор снижения

неопределенностей геологического строения нефтяных месторождений Западной Сибири»,

С.В.Парначев, Е.А.Жуковская, Г.Г.Кравченко,

А.В.Поднебесных, Д.С.Михальченко, И.А.Сизиков,

«Нефтяное хозяйство». – Москва, 2011. №3, С. 26-30.

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

интерпретации геолого-геофизических данных.

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

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРОДУКТИВНЫХ

СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕХНОЛОГИИ

СЕЙСМИЧЕСКИХ ИНВЕРСИЙ НА ЦЕНТРАЛЬНОМ УВАТЕ

Василевская Г.Р.* (ООО «Фугро Геосайенс ГмбХ»), Кибальчич Л.Н. (ООО «Фугро Геосайенс

ГмбХ»)

Введение

К настоящему времени, когда большинство крупных антиклинальных структур Западной Сибири

разбурены, основные перспективы нефтегазоносности России связываются с неструктурными

литологическими и структурно-литологическими ловушками. Одним из главных продуктивных

объектов Центрального Увата являются среднеюрские отложения, характеризующиеся значительной

фациальной изменчивостью. В настоящем сообщении представляются методические приемы

изучения геологического строения тюменской свиты на примере интервалов ЮС

, ЮС

Работы проводились в тесном сотрудничестве со специалистами ООО «ТННЦ» с использованием

детального изучения керна, ГИС, сейсмических данных, опирались на результаты предшествующих

исследований ТНК-ВР, ВНИГРИ. Для количественного прогноза свойств резервуаров использованы

технологии сейсмических инверсий компании ООО «Фугро Геосайенс ГмбХ»: детерминистической

синхронной инверсии (RockTrace) и геостатистической синхронной инверсии (RockMod).

Методика и результаты работ

Согласно предыдущим исследованиям [Мухер А.Г., Тугарева А.В., 1999; Шиманский В.В., Хафизов

С.Ф. и др., 2005], на территории Центрального Увата в начале позднего байоса (момент накопления

отложений Ю

) исследователи отмечают повсеместное развитие континентальных условий,

сменившееся к концу позднебайоского - раннебатское времени (момент накопления отложений Ю

) сокращением областей сноса и развитием прибрежно-морских обстановок осадконакопления.

Позднебатское время (момент накопления отложений Ю

) ознаменовалось морской трансгрессией,

продолжившейся в раннем келловее.

Для создания хроностратиграфического каркаса изучаемого разреза и определения поисковых

объектов строилась секвенс-стратиграфическая модель. Впервые в данном проекте интервалы ЮС

ЮС

, входящие в состав объекта, обозначаемого в нефтепромысловой номенклатуре как пласт ЮС

изучались раздельно сейсмическими методами. Основными поисковыми объектами на площади

исследования являются: 1) русловые отложения, сформировавшиеся в континентальной обстановке в

условиях низкого стояния относительного уровня моря – в момент накопления отложений ЮС

начала накопления ЮС

, на границе интервалов ЮС

и ЮС

; 2) мелководные приливно-отливные

дельты, сформировавшиеся в прибрежно-морских обстановках в условиях низкого стояния

относительного уровня моря – в момент накопления отложений ЮС

, ЮС

Для каждого из продуктивных интервалов установлена палеогеографическая зональность,

позволившая выявить распределения фациальных зон и закономерности размещения песчаных тел

внутри них. Границы палеогеографических областей соответствуют крупным тектоническим блокам.

Распространение фациальных зон по площади определялось по картам толщин, стратиграфическим

срезам когерентности, спектральной декомпозиции. Границы фациальных зон корректировались по

площадному распределению акустического импеданса (Pimp), отношения скорости продольной к

скорости поперечной волны (Vp/Vs). Эти параметры рассчитывались по результатам

детерминистической синхронной инверсии.

Фациальная интерпретация проводилась на основе детальных исследований керна, анализа

электрометрических моделей каротажных кривых [Муромцев, 1984], опиралась на результаты

исследований специалистов ООО «ТННЦ», ОАО «ТНК-ВР», «ВНИГРИ».

Для отложений ЮС

формировавшихся в континентальных условиях, оконтурены

палеогеографические области аллювиальной и озерно-аллювиальной равнин с русловыми и

пойменными фациями. На карте прогнозных эффективных временных толщин, полученных по

Сборник - Тезисы конференции Геомодель - 2011

Подождите немного. Документ загружается.