Сборник - Тезисы конференции Геомодель - 2011
Подождите немного. Документ загружается.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Рисунок 3 – Выявление зоны трещиноватости в волжских отложениях по атрибуту
Min curvature
Рисунок 4 – Выявление зоны трещиноватости в волжских отложениях по атрибуту
Ant Tracking
Выделение «трещиноватых коридоров» в карбонатных отложениях является крайне
необходимой информацией для проектирования разработки месторождения и, в частности, для
выбора типа скважин и размещения их на площади залежи, определения вида воздействия на пласт,
подбора оптимальных технологических режимов эксплуатации скважин.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
СЕЙСМОРАЗВЕДКА 3D В ЭКСКЛЮЗИВНЫХ ЗОНАХ (ПОЙМЫ РЕК, ДЕЙСТВУЮЩИЕ
ПРОМЫСЛЫ) С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИМПУЛЬСНЫХ ИСТОЧНИКОВ «ГЕОТОН-12»
Юров А.А., Гурьев С.В., Резвов В.И.
Компания «Геосейс» выполняет поисково-детальные и детализационные (на месторождениях)
сейсморазведочные работы в модификациях МОГТ-2D и МОГТ-3D на лицензионных объектах
Заказчиков по экологосберегающей технологии, позволяющей проводить работы в районах с
водоемами, в природоохранных зонах, а так же на действующих нефтепромыслах. На площадях
сейсморазведочных работ для возбуждения упругих колебаний используются невзрывные
импульсные источники нового поколения «Геотон-12».
Речные долины, озера, поймы и примыкающая к береговой линии водоохранная зона долгое время
были недоступны для геофизических исследований. Вследствие этого увязка геологических структур
на разных
берегах рек в большинстве регионов осуществлялась исключительно по материалам
дистанционных съемок. По этой же причине упомянутые участки, оставаясь практически "белым
пятном" на картах изученности, выпадали из поля зрения геологов при проведении
нефтегазопоисковых работ. Одним из видов деятельности компании «Геосейс» в последние годы
была разработка технологии по производству сейсморазведочных работ в эксклюзивных
зонах.
Для выполнения круга задач по геофизическому изучению объектов заказчиков «Геосейс»
располагает современным высокотехнологичным, высокоточным, мобильным оборудованием и
аппаратурой для возбуждения, приема и регистрации сейсмических сигналов.
Рис.1. Импульсный источник сейсмических
колебаний «Геотон-12»
Созданный компанией «Геосейс» малогабаритный электромагнитный источник сейсмических
колебаний (рис. 1) предназначен для проведения сейсморазведочных работ МОГТ-2D, МОГТ-3D,
МПВ, ВСП и НВСП.
В одиночном варианте исполнения источник «Геотон - 12» может использоваться при проведении
сейсморазведочных работ по изучению верхней части разреза, но возможно построение более
мощных систем возбуждения путем использования в едином составе нескольких
одновременно
работающих источников.
Импульсные источники «Геотон-12» могут использоваться в природоохранных, транзитных зонах,
в пойменных участках, на ледовой поверхности речных долин, озер, где применение других способов
возбуждения невозможно по техническим причинам, экологическим ограничениям и требованиям
безопасности.
Вес источника «Геотон-12» не превышает 400 кг, а масса группы из 6 источников вместе с тягачом -
8000 кг
(рис.2)
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Рис. 2 Группа из 6 источников «Геотон-12» на тягаче BV-206.
Технология работ
Сама технология проведения сейсморазведочных работ этими источниками достаточно эффективна
и обеспечивает снижение негативного воздействия на окружающую среду. Ключевыми
особенностями технологии работы с «Геотон-12» являются:
- возможность работы на водоёмах в зимний период (при минимальной толщине льда 30 см) без
смещения ПВ и без нарушения регламентов ТБ при работе на
льду;
- возможность использования источников в населенных пунктах;
- возможность использования источников в природоохранных зонах;
- повышение геологической эффективности за счет соблюдения регулярности системы наблюдения
(особенно актуально для проведения работ МОГТ-3D);
- большая безопасность производства сейсморазведочных работ в сравнении с другими
технологиями;
- сохранение структуры грунтов при работе, т.к. воздействие происходит в
области линейных
деформаций грунта;
- хорошая проходимость, обусловленная сравнительно малым весом, габаритами тягача и источника
возбуждения упругих колебаний;
- большие возможности при группировании и расстановке источников по профилю;
- небольшие размеры излучающей плиты позволяют получить более высокочастотный спектр
возбуждаемых сейсмических сигналов.
Одним из примеров целесообразного применения данной технологии является производство работ по
методике ОГТ-3D в районе Широтного Приобья (рис. 3). Постановка геологической задачи,
методическое руководство полевых работ, обработка и интерпретация указанных работ проведены
ООО «Славнефть – Научно-производственный центр» г. Тверь.
Единичный блок состоял из 14-ти приёмных линий по 96 каналов в каждой. Расстояние между
линиями приёма составляло 300 м, между линиями возбуждения – 300 м. Шаг между
пунктами
приёма и пунктами возбуждения был равен 50 м. Система формировала 56-кратное накапливание в
общих средних точках с дискретностью 25х25 м. Общая площадь исследований по объекту составила
155 кв.км.
Применение импульсных сейсмоисточников обосновывалось большими объёмами работ по
возбуждению упругих колебаний, сложными условиями бурения взрывных скважин, развитой сетью
подземных и наземных коммуникаций,
нефтепромыслов, экологическими требованиями и
расположением на площади поймы реки Обь. Несмотря на то что ширина русла реки в этом районе
достигает 1000-1300 метров, была успешно выполнена регулярная система наблюдений. Работы
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
проводились в зимний период источниками «Геотон-12» и телеметрическим комплексом Sercel-428.
По всему отработанному участку работ получили равномерное распределение кратности по ОГТ.
Рис. 3 Схема фактического расположения отработанных ЛПП и ЛПВ в районе проведения
работ.
В прошлые годы на прилегающих участках для возбуждения упругих колебаний использовались
взрывные источники.
Результаты работ проведенных импульсными источниками показывают (рис. 4), что «Геотон»
обеспечивает получение информации, полностью сопоставимой по разрешенности записи с
материалами взрывной сейсморазведки. Временные разрезы, полученные при взрывном и
импульсном сейсмоисточниках, идентичны по фазовым, частотным и динамическим
характеристикам целевых
отражённых сигналов. Таким образом, по характеристикам возбуждаемых
волн импульсные источники близки к взрывным. Добавляется только суммирование единичных
накоплений, в результате чего исходный материал характеризуется большей помехоустойчивостью.
На записи мы получаем сейсмические сигналы, ограниченные лишь полосой пропускания
регистрирующей аппаратуры. Это позволяет решать достаточно тонкие геологические задачи.
Рис. 4 Сопоставление временных разрезов полученных по результатам работ разных
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
источников: взрывных, «Геотон-12».
Важным моментом для решения поставленных геологических задач является получение
качественного исходного полевого материала, что во многом определяется оптимальным выбором
условий возбуждения упругих колебаний. Использование невзрывных поверхностных источников
сейсмических колебаний «Геотон-12» позволяет, по мере необходимости, гибко корректировать
характеристики условий возбуждения, добиваясь максимальной отдачи.
Выбор того или иного вида источника сейсмических волн
зависит от экологических ограничений,
орогидрографических особенностей места работы, поверхностных и глубинных сейсмогеологических
условий, поставленных для решения геологических задач и от конъюнктуры рынка геофизических
услуг.
Импульсные источники зачастую оказываются наиболее приспособленными для решения задач
сейсморазведки на площадях с наличием эксклюзивных зон.
Практика показывает, что проведение сейсморазведки по технологии, осуществленной компанией
"Геосейс"
позволяет исключить или свести к минимуму ущерб, наносимый окружающей среде и, что
особенно актуально в эксклюзивных зонах, обеспечивает максимальную информативность
получаемых данных. Теперь у нефтяников появился универсальный, мобильный источник, дающий
возможность получения качественного сейсмического материала там, где использование другой
техники не всегда приемлемо.
Вывод:
Проведение сейсморазведки с использованием невзрывных источников «
Геотон-12» позволяет
работать по водоемам и техногенным зонам и получать 100% сейсмоданных в эксклюзивных зонах.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ГРУППЫ ПЛАСТОВ БУ
16
ВОСТОЧНО – УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.
Наумов А.А.* (ТННЦ), Нукалов Е.Н. (ТННЦ), Белоусов С.Л. (ТННЦ)
Восточно-Уренгойское месторождение было открыто в 1978 г. Исследуемая площадь
расположена в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. В
нефтегазоносном отношении территория исследований приурочена к Уренгойскому НГР и
характеризуется широким стратиграфическим диапазоном: от сеноманского яруса верхнего мела до
тоарского яруса нижнеюрских отложений включительно. Рассматриваемые в данной статье
отложения стратиграфически относятся к валанжинскому ярусу неокома, шельфовые отложения
которого на
данной площади состоят из трех регионально продуктивных циклитов: НБУ
16
, НБУ
17
,
НБУ
18
. Существующая на данный момент модель залежи пластов группы БУ
16
была построена по
данным 2д сейсморазведки и сетки разведочных скважин. Разделение единого по сейсмическим и
данным ГИС пласта БУ
16
1-4
на 2 (БУ
16
1-4
и БУ
16
1-3
) обусловлено испытаниями
скважин, когда в
западной части площади получена вода, а в восточной газ (с равных гипсометрических отметок).
Постановка на площади 3Д сейсморазведки не изменила взглядов интерпретаторов, вероятнее всего,
из-за выполненного по модели основанной на 2д сейсмике подсчёта запасов и утверждения их в ГКЗ.
Целью данной работы можно считать обобщение геолого-геофизических
данных и предложение
модели залежи пласта БУ
16
1-4
Восточно-Уренгойского месторождения, не противоречащей
современным концепциям строения неокома ЗС.
Циклит НБУ
16
делится на несколько пропластков содержащих залежи УВ. На территорию Восточно-
Уренгойского ЛУ попадает шельфовая часть комплекса, а переход в клиноформу и далее в
ачимовские отложения фондоформы происходит западнее, на Уренгое
. На рис.1 представлен
сейсмический разрез по линии скв.№№181-306-93-310. В результате испытаний в скв.№93 получен
приток газа, дебитом 268тыс. м
3
/сут., а в скв.№306 приток воды. Таким образом, в предыдущих
работах по результатам испытаний пласт был разделён на два. Расстояние между этими скважинами
составляет 3,3км., мощность пласта около 20 м. Это самое узкое место, вскрытое скважинами между
пластом БУ
16
1-4
и появившимся БУ
16
1-3
.
Рисунок 1. Фрагмент временного сейсмического разреза.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Если взглянуть на карту амплитуд (рис.2), рассчитанную для этого интервала, не трудно заметить что
динамическая выраженность ОГ резко падает от скв.№93 к скв.№306. Связано это, главным образом,
с наличием газа в пласте. Шельфовые пласты в этом районе имеют пониженные акустические
жесткости относительно перекрывающих их глинистых пачек, а достаточно
мощные
газонасыщенные коллекторы на сейсмическом разрезе имеют вид аномалии типа «яркое пятно». И
хотя прямая корреляционная связь между газонасыщенными толщинами и динамикой отсутствует, по
карте мы видим хорошее совпадение западной границы газоносности (или выклинивания пласта
БУ
16
1-4
, согласно существующей модели) и границей динамической аномалии.
Рисунок 2. Карта амплитуд по ОГ НБУ
16
1-4
.
Почему мы можем утверждать, что БУ
16
1-4
и БУ
16
1-3
это единый пласт и его дробление является
некорректным: 1) Как уже указывалось выше, акустические жесткости коллекторов ниже, чем
вмещающих пород. Акустические жесткости газонасыщенных коллекторов выглядят ещё
контрастнее. Пласт имеет достаточную мощность, что бы
разрешиться на сейсмической записи
(20м.), таким образом, на сейсмическом разрезе мы должны видеть однозначную линию
выклинивания пласта, чего не происходит. 2) Согласно современным представлениям об условиях
формирования неокома Западной Сибири, ундаформные (транзиентные) шельфовые пласты
образовались в глубоководно морских условиях и имеют линию глинизации на западе, связанную с
переходом пласта в клиноформу. «
Восточная зона выклинивания резервуара связана с
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
мелководными, лагунными условиями осадконакопления» [1], где пласты постепенно утоняются и
перекрываются с несогласием глинистыми породами следующего комплекса. Если в данном случае
выделять пласт БУ
16
1-3
, то восточную границу этого пласта нам придётся резко выклинивать.
Очевидно, что такое строение противоречит принципам сиквенс стратиграфии неокома Западной
Сибири. 3) Ни в одной скважине на площади не
была вскрыта эта самая линия выклинивания одного
пласта и зарождения нового. Скорее, даже наоборот, во всех скважинах по кривым ПС и ГК
однозначно коррелируется один пласт.
Почему мы можем утверждать, что тектоника так же не влияет на строение залежи пласта: 1) Ни по
скважинным данным, ни по сейсмическим разрезам, ни по
сейсмическим атрибутам в комплексе
БУ16 разломы не выделяются. 2) Западная линия газоносности хорошо контролируется
динамической аномалией (рис.2). Если бы имел место тектонический экран, границы динамической
аномалии в плане имели бы вид рубленой линии, а мы видим плавные контуры. 3) Газовая залежь
раскрывается как с севера ЛУ так и с юга, сложно представить себе
такой мощный разлом или
систему разломов которая бы экранировала газ на такой площади и не находила отклика ни на
сейсмических данных, ни в скважинных.
Исключив влияние тектоники на формирование экрана, отвергнув резко выклинивающуюся модель
строения пластов, мы обратили внимание на то, что проницаемость единого пласта БУ
16
1-4
изменяется по площади
на порядок (от 1,5 до 36мД), несмотря на практически не меняющийся
коэффициент пористости 13-15%.
На рис.3 изолиниями обозначен структурный план, а заливкой вынесена проницаемость пласта. В
субмеридиональном направлении по скв. №№ 303-304-95-306-181-300 чётко прослеживается ось
наименьшего коэффициента проницаемости – менее 2мД. Эта ось очень хорошо коррелируется с
границей распространения газовой залежи пласта БУ
16
1-4
. Поэтому
логично предположить, что в
данном случае капиллярные силы играют роль барьера для распространения нефти и газа.
Согласно Ю.Я.Большакову [2] выделяются два рода капиллярных барьеров. Капиллярный барьер
первого рода возникает на стыках разнопоровых фаций, т.е. определяется микронеоднородностью
пластов-коллекторов. В гидрофильной породе капиллярное давление, будучи положительным,
стремится не допустить
перемещения углеводородов из крупнопоровых пород, где для нефти и газа
создаются наиболее выгодные энергетические условия, в мелкопоровые. Для проникновения
углеводородов через капиллярный барьер необходимо что бы давление в залежи превзошло
капиллярное давление смещения в барьерной фации. Величина капиллярного давления смещения для
такого коллектора, равная давлению начала фильтрации, может быть измерена экспериментально
путем исследования керна или получена расчетным путем на основе данных о проницаемости.
Для расчета капиллярного давления смещения были взяты коэффициенты проницаемости двух
ближайших скважин с различным флюидом: №№306 и 93 с Кпр соответственно 1,83 и 17,12 мД. Ркэ
в этом случае составит 5,23, а Ркк=1,60 кГ/см
2
. Средняя плотность воды в пластовых условиях
составляет
1002 кг/м
3
. Расчетная плотность газа в этих условиях составит примерно 200 кг/м
3
.
Максимальная высота газовой залежи которую может удерживать этот барьер составит 45м.
Так как породы можно считать однородными лишь на небольших, локальных участках, а в неокоме
мы имеем дело со сложнопостроенными и зачастую плохо отсортированными коллекторами (что мы
и видим по карте проницаемости (рис.3)), то полученная цифра – 45м. достаточно условна. Если
рассматривать границу между коллектором с коэффициентом проницаемости 36мД. (как в скв.№302)
и экраном с Кпр=0,7мД. (как в скв.№303), то высота газовой залежи, которая потребуется, чтобы
прорвать барьер составит уже 95м. И наоборот, для границы между
коллекторами с посредственной
проницаемостью для прорыва потребуется много меньшая высота газовой залежи. Практически, в
районе скв. №306 мы имеем высоту газовой залежи, удерживаемую барьером, около 60м. На юге
площади высота залежи более 100м. и капиллярный барьер уже не может держать давление такого
столба газа: скв.№№300ВУ и 339, несмотря на
низкую проницаемость находятся в газонасыщенной
части. А результаты испытания в скв.№304 (которая находится на оси наименьшего коэффициента
проницаемости) безоговорочно подтверждают предложенную модель – там получен слабый приток
газа дебитом 2,2 тыс.м3/сут.
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
Рисунок 3. Карта проницаемости по ОГ НБУ
16
1-4
с вынесенным изолиниями структурным планом.
В результате, нами предложена модель пласта БУ
16
1-4
газовая залежь в котором экранирована
капиллярным барьером с западной стороны. Эта модель не противоречит сейсмическим данным,
согласуется с современными представлениями формирования неокомских шельфовых пластов и
однозначно подтверждается данными испытания скважин
.
Литература
1. Нежданов А.А. «Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири
для целей прогноза и картирования ловушек и залежей УВ». Тюмень, 2004.
2. Ю.Я.Большаков «Теория капиллярности нефте, газо накопления». Новосибирск, 1995.
3. ОАО «Центральная геофизическая экспедиция». Отчет «интерпретация сейсморазведочных
работ на Восточно-Уренгойской площади». Москва, 2007
4. ОАО «Сибирский научно-
аналитический центр». Подсчёт запасов нефти, газа и конденсата
ачимовских отложений, залежей неокома (БУ16, БУ17, БУ18), юры (пласты ЮГ2, ЮГ3, ЮГ4)
Уренгойской группы месторождений. Тюмень,2003
«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной
интерпретации геолого-геофизических данных.
Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.
КОНЦЕПТУАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ СТРОЕНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ НИЖНЕЙ ЧАСТИ
ЯКОВЛЕВСКОЙ СВИТЫ ТАГУЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ПРИМЕРЕ ПЛАСТА
ЯК-II.
Нассонова А.В.* (ООО «ТННЦ»), Студнев Е.А. (ООО «ТННЦ»), Бекирова И.П. (ООО «ТННЦ»)
Известно, что в настоящее время резервуары в нижней части яковлевской свиты рассматриваются как
один из основных объектов наращивания ресурсной базы углеводородов
в северной части Западно-
Сибирской плиты. Известно также, что субконтинентальные отложения рассматриваемого
стратиграфического уровня являются одним из самых сложных объектов для изучения сейсмическим
методом. Для прогноза резервуаров яковлевской свиты по данным сейсморазведки необходимо
ответить, как минимум, на следующие вопросы:
− с какими геоморфологическими типами резервуаров мы имеем дело;
− с
какими типами отложений резервуары находятся в отношении латерального соседства;
− как резервуары отражаются в сейсмическом волновом поле.
Эти проблемы решались на примере одного из месторождений, разработка которого планируется
ТНК-ВР. Рассматриваемое месторождение в административном отношении находится в Туруханском
районе Красноярского края (рис. 1).
Рисунок 1. Обзорная карта района работ