Содержание к диссертации
стр.
Введение 3
1. Геолого-геофизические предпосылки фациального анализа (ка- 48
чественной оценки) прибрежно-морских и аллювиальных отло
жений терригенных бассейнов седиментации.
1.1. Факторы, контролирующие характер и распространение 48
фации.
Фация как литостратиграфическая единица палеогеографи- 54 ческого анализа.
Фациальная природа песчаных тел и седиментологические 58 модели фаций.
Теоретические предпосылки литофациального райониро- 63 вания по данным ГИС и материалам сейсморазведки.
2. Методика идентификации фаций по данным геолого-геофи- 72
зических исследований.
2.1. Отображение гензиса осадков на показаниях геофизических 72
методов исследования скважин.
2.2. Палеогеографические реконструкции обстановок осадко- 75
накопления по электрометрическим и гамма-моделям фаций.
Уточнение генезиса осадков по данным гамма-спектрометрии и
наклонометрии.
Использование комплексной ГИС-методики (ГК —> С-ГК —> наклонометрия) для обоснования условий осадконакопления на примере нижнемеловых терригенных отложений месторождения Рио де Бу (Республика Бразилия).
Классификация фаций по палеогеоморфологическим приз- 104 накам и условиям седиментации.
Методика фациального анализа (с элементами реконструк- 114
ции палеогеографической обстановки седиментации) по комплексу материалов сейсморазведки и геофизических исследований скважин (с использованием керновых данных для количественной оценки литологической, петрофизической и ФЕС-неоднородности) на примере юрских отложений Южно-Талинского месторождения (Западная Сибирь, ХМАО).
Методика типизации геологической неодонородности терриген- 165 ного разреза.
Характеристика (количественная и качественная) и класси- 165 фикация геологической неоднородности разреза.
Методы изучения, классификации и оценки геологической 167 неоднородности разреза.
Методика определения геологической неоднородности раз- 178 реза скважины в количественном и качественном аспектах.
Обоснование литогенетических и литофациальных моделей 200 нефтегазоносных объектов на основе разработанных методик.
Условия формирования неокомских отложений Сугмутско- 200 Тевлинской нефтеназоносной зоны Западной Сибири.
Генезис и фациальная модель отложений шеркалинской и 223 тюменской свит Красноленинского свода Западной Сибири.
Определение литофациальной неоднородности продуктив- 244 ного пласта БП 11/1 Вынгаяхинского месторождения (Западная Сибирь, ЯНАО) по данным ГИС в целях оптимизации процесса разработки.
Дальнейшие пути усовершенствования разработанных методик. 254
Заключение 296
Литература 299
Введение к работе
Общая характеристика работы
Актуальность проблемы. В СССР, а затем в России, изучению нефтегазовых месторождений неантиклинального типа до недавнего времени уделялось недостаточно большое внимание. Объясняется это различными причинами и в первую очередь, по-видимому, наличием достаточно большого числа антиклинальных структур, расположенных в благоприятных условиях. Разведка залежей, связанных с антиклинальными складками, значительно проще и соответственно экономически более эффективна. Однако в последние годы в ряде нефтегазоносных областей, в том числе и в Западной Сибири, все более и более ощущается «структурный голод». Назрела насущная необходимость заняться изучение и разведкой залежей нефти и газа, приуроченных к стратиграфическим и литологическим ловушкам, для которых превалирующим критерием при оценке перспектив нефтегазоносности является ГИС-фациальный и сейсмофациальный анализы.
Основными типами отложений, генерирующих ловушки неантиклинального типа, являются :
1) Прибрежно-морские — песчаные тела разнообразного генезиса (пляжи,
вдольбереговые бары, барьерные острова, приливно-отливные протоки и
отмели, береговые валы пляжей - чениеры и прочие ; сформировавшиеся в
палеогеографической обстановке побережий различного типа (с
преобладанием волновой деятельности, со смешанным приливно-отливным
режимом и другие).
2) аллювиальные - песчаные тела русловой и пойменной генерации
(соответственно: пристрежневой фации аллювия, прирусловых валов и
проч. / внутренней и внешней частей поймы, сезонных палеоводотоков и т.
п.). Наиболее продуктивные отложения аллювиального типа формируются в
палеогеографических условиях крупных равнинных рек меандрирующего
типа, путем заполнения палеогидродинамического вреза в подстилающие отложения.
Цель работы - научное обоснование методики прогнозирования потенциальной продуктивности терригенных отложений прибрежно-морского и аллювиального генезиса по данным ГИС через комплексную оценку литофациальной неоднородности.
Основные задачи исследований
1. Исследовать и установить общие геолого-геофизические закономерности
для решения задач фациального анализа прибрежно-морских и
аллювиальных отложений терригенного разреза Западной Сибири и целого
ряда других нефтегазоносных провинций.
2. Разработать методику идентификации фаций (во всей полноте их
палеогеографического набора для изучаемого стратиграфического
интервала) прибрежно-морских и аллювиальных осадков по данным
геолого-геофизических исследований.
3. Разработать методику типизации геологической неоднородности разрезов
с различными стратиграфическими наборами фаций по геолого-
геофизическим данным.
4. Опробовать разработанные методики на нефтяных месторождениях
нескольких регионов в различных условиях — разные стратиграфические
интервалы (от кембрия до среднего / верхнего мела ; различные типы
терригенных отложений (для Западной Сибири это - кварцевые и аркозовые
песчаники, соответственно, нижней и верхней юры, полимиктовые
песчаники средней юры и среднего / верхнего мела, красноцветы берриаса —
нижний мел и прочие.
Предпосылкой для решения вышеназванных задач были имеющиеся фундаментальные исследования геологов и геофизиков. Изучению глубинного строения земной коры и фундамента Западно-Сибирской
плиты, стратиграфии, тектонического строения платформенного
мезокайнозойского чехла, палеогеографии, гидрогеологии Западно-
Сибирского артезианского бассейна, строения нефтяных и газовых
месторождений посвящены труды: Ю. Е. Батурина, В. С. Бочкарева, В.
Е.Гавуры, Л. Г. Гиршгорна, Г. Н. Гогоненкова, Ф. Г. Гурари, Ю. Н.
Карагодина, А. Э. Конторовича, Н. X. Кулахметова, В. П. Маркевича, А. В.
Михальцева, В. К. Монастырева, В. Д. Наливкина, И. И. Нестерова, Т. М.
Онищука, Н. Н. Пузырева, Л. И. Ровнина, Н. Н. Ростовцева, М. Я.
Рудкевича, Д. И. Рудницкой, Ф. К. Салманова, А. П. Соколовского, В. П.
Ставицкого, В. С. Старосельцева, А. Д. Сторожева, Ю. П. Тихомирова, А.
А. Трофимука, В. К. Федорцова, Ф. 3. Хафизова, Г. Г. Шемина, Л. Г.
Цибулина, К. А. Шпильмана, В. И. Шпильмана, Ю. Г. Эрвье, А. Г. Юдина,
А. Л. Яншина, Г. С. Ясовича и др. Исследованиями кернового материала и
определением фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) полимиктовых
коллекторов Западной Сибири занимались Н. И. Брюзгина, Т. И. Гурова, В.
М. Добрынин, В. Н. Кобранова, Е. И. Леонтьев, В. Г. Мамяшев, В. И.
Петерсилье, Н. А. Пих, Е. А. Поляков, В. П. Сонич, И. Н. Ушатинский, А. А.
Ханин, С. И. Шишигин и др. Вопросы комплексной интерпретации геолого-
геофизических материалов изложены в опубликованных работах С. В.
Анпенова, В. X. Ахиярова, Я. Н. Басина, Л. Б. Бермана, Б. Ю.
Вендельштейна, П. Г. Гильберштейна, В. Н. Дахнова, Н. А. Ирбэ, С. П.
Каменева, С. А. Каплана, О. Л. Кузнецова, М. Е. Нанивского, О. М.
Нелепченко, В. Д. Неретина, Л. Г. Петросяна, Е. Е. Полякова, А. В.
Ручкина, И. П. Толстолыткина, В. Г. Фоменко, Ю. С. Шимелевича, Г. Г. Яценко и др. Многие специалисты посвятили свою деятельность изучению неоднородности терригенных отложений : в количественном отношении -Ф. С. Акбашев, Л. Ф. Дементьев, Г. М. Золоева, Р. С. Хисамов и др. ; в качественном аспекте (технология фациальной интерпретации по данным ГИС) - прежде всего следует отметить труды И. С. Джафарова и Г. Я. Шилова.
Методы решения поставленных задач.
1. Анализ и обобщение данных ГИС, бурения, опробования, керна,
сейсморазведки по известным нефтегазовым месторождениям, площадям и
регионам.
Анализ, систематизация и обобщение результатов данных ГИС в отложениях каждой фации, сформированных в условиях меняющихся палеогидродинамических режимов (уровней).
Экспериментальное изучение взаимосвязей между фациальным ГИС-анализом, неоднородностью коллекторов и промысловыми данными опробования.
Экспериментальное изучение взаимосвязей между фациальным ГИС-анализом и результатами интерпретации сейсморазведки 2D.
5. Опробование разработанной и рекомендуемой методики при
прогнозировании потенциальной нефтепродуктивности терригенных
отложений прибрежно-морского и аллювиального генезиса по данным ГИС
через комплексную оценку (количественная + качественная)
литофациальной неоднородности.
Основные защищаемые положения.
1. В терригенных отложениях прибрежно-морского и аллювиального
генезиса количественные показатели геологической неоднородности
отражают принадлежность пластов-коллекторов к определенной фации
(или группе фаций).
Качественным признакам литофациальной неоднородности, определяемым по кривым ПС и ГК, соответствуют количественные критерии неднородности, учитывающие изменение ФЕС терригенного коллектора в зависимости от варьирования эффективных толщин, пористости и количества пропластков коллектора в продуктивном интервале разреза.
Разработанная методика обоснования потенциальной продуктивности терригенных отложений прибрежно-морского и аллювиального генезиса по
данным ГИС через комплексную оценку литофациальной неоднородности позволяет определять стратегию ведения ГРР (по видам и направлениям) на исследуемом месторождении.
Научная новизна
Впервые разработан способ оценки неднородности коллекторов, адекватно отображающий их фациальную принадлежность, через интегрированный коэффициент неоднородности (для терригенных отложений прибрежно-морского и аллювиаль-ного генезиса).
Впервые установлена взаимосвязь интегрированного коэффициента неоднородности с продуктивностью пластов соответствующей фациальной принадлежности (для групп фаций прибрежно-морского и аллювиального генезиса).
3. Впервые для нефтяных месторождений с терригенным типом
коллекторов обоснована и подтверждена стратегия размещения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин на основе рекомендуемой методики прогноза дебитов рекомендуемых к заложению скважин.
Практическая ценность.
Основное практическое значение диссертационной работы состоит в повышении эффективности размещения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин за счет более достоверного определения зоны распространения однородных песчаных тел, обладающих более высокими ФЕС, что влечет за собой увеличение эффективности поисково-разведочного и эксплуатационного бурения. Теоретическая ценность результатов исследований определяется упорядочением классификации фаций терригенной седиментации прибрежно-морского и аллювиального генезиса по данным ГИС (с авторскими дополнениями).
Разработанная методика использовалась при подсчете запасов нефти Северо-Юрьевского месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»), при
пересчете запасов нефти (с выполнением анализа разработки) месторождения Рио де Бу («PETROBRAS», Республика Бразилия); для построения детальной геологической модели Южно-Плодовитенского месторождения (ОАО «Калмнефть») ; для выбора зон воздействия вторичными методами повышения нефтеотдачи в пределах опытного участка Абдрахма-новской площади Ромашкинского месторождения (ОАО «Татнефть») ; для обоснования местоположения при заложении высокопродуктивных горизонтальных скважин на нефтяном месторождении Наусодис (АВ «GeoNAfta", Республика Литва); для составления технико-экономических предложений (ТЭП) по рентабельной разработке для участия в очередных раундах лицензирования недр по следующим нефтяным месторождениям ОАО "Сибнефть" : Романовское (Западная Сибирь, ЯНАО) и Крапивинское (Омская область), а также по другим месторождениям (в основном — в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции).
Апробация работы. Основные научные положения и практические результаты диссертационной работы докладывались на научно-практическом семинаре АИС - АО НПЦ «Тверьгеофизика» «Проблемы качества ГИС» (г. Тверь, 1997 г.), на научно-практическом семинаре «Проблемы идентификации фациальной принадлежности и генезиса нижне-среднемеловых отложений и пути их решения методом ГК и его спектральной модификации С-ГК по соотношениям - калий / уран / торий» в компании «PETROBRAS» (г. Сан-Сальвадор де Баия, 1996 г.), на НТС ОАО «Сибнефть» (г. Ноябрьск, 1997 г., г. Москва 2001 г.) и НТС ОАО «ТНК - ВР Менеджмент» (г. Москва 2003 г.).
Публикации. Основные защищаемые положения изложены в пяти опубликованных по теме диссертации работах, в том числе : сборники научных трудов ВНИИ геосистем - 2 публикации, сборник научных трудов
ЗапСибНИГНИ (г. Тюмень) - 1 публикация, журнал «Геология нефти и газа» - 1 публикация, журнал «Геофизика» - 1 публикация.
Личный вклад. В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные лично автором во ВНИИгеосистем и его подразделениях, начиная с 1988 года. Разработанная методика нашла свое практическое применение в процессе трудовой деятельности автора в российских нефтяных компаниях : 1997 - 2002 г.г. - в ОАО «Сибнефть» ; 2002 - 2004 г.г. - в ОАО «ТНК» и ОАО «ТНК - ВР Менеджмент».
Объем и структура работы.
Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 305 страницах машинописного текста, включая 54 рисунка, 42 таблицы, библиография включает 119 наименований.
Автор благодарен судьбе, что ему посчастливилось работать в едином научном коллективе ВНИИгеоинформсистем и его подразделений в момент его наивысшего творческого подъема (1986-1997 г.г.) ; с известными учеными - признанными авторитетами в области геологии и геофизики под их руководством : с Ф. 3. Хафизовым, И. А. Мартьяновым, В. Д. Неретиным, Я. Н. Васиным, Л. И. Берманом, П. Г. Гильберштейном.
Особо признателен автор своему научному руководителю — Е. Е. Полякову.
Автор выражает искреннюю признательность коллективу коллег-единомыш-ленников, которые, несмотря на трудности переходного периода отечественной экономики, самоотверженно трудились над становлением компьютерной технологии подсчета запасов УВ. Это - В. А. Новгородов, А. Я. Фельдман, Н. В. Комар, Е. А. Федорова, И. А. Карпова, Н. В. Шаповал, В. И. Ищенко, А. А. Чередниченко, М. Г. Хаустов.
Автор благодарен своєму отцу - академику В. X. Ахиярову за поддержку и помощь в выборе научного направления и подготовке диссертации.
Значительное положительное влияние на уровень исследований и конечную эффективность работ автора оказало сотрудничество с геологами и геофизиками, практиками — профессионалами высочайшего класса передовых российских нефтяных компаний и сервисных организаций. Это — Ю. С. Красневский, В. Ф. Фомичев, Н. В. Нассонова, А. С. Кундин (ОАО «ТНК») ; А. И. Ким (ОАО "Сибнефть -НоябрьскНГРП") ; В. В. Корсунь, В. И. Логовской, В. П. Четвертных (ОАО «Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз») М. П. Пасечник, И. П. Клочан (ОАО «Сибнефть - НоябрьскНТТФ) ; О. А. Смирнов (ОАО "Удмуртгеофизика") ; В. П. Игошкин (НИИ ГМ «ГеоСейс») ; И. А. Плесовских (ОАО "СибНАЦ") ; Автор благодарен О. А. Смирнову за семилетний (и, надеюсь, в будущем - многолетний) научно-производственный творческий союз.
Большую помощь оказали автору М. Ш. Калимуллин (ОАО «ТНК — ВР Менеджмент», В. Н. Баринов (ОАО «ТНК - Нягань») и М. А. Волков (ОАО «ТНК - Тюменский ННЦ») в формировании информационной базы при доработке содержания главы 2 и 3 (касательно материалов по Южно-Талинской площади).
Практическое применение разработанных методик в значительной степени связано с оптимизацией процесса разработки залежей УВ, поэтому в процессе подготовки диссертации автор постоянно испытывал потребность в информации подобного рода. И такие советы и рекомендации автор постоянно получал от академика В. Е. Гавуры, который на протяжении ряда лет был не только моим административным руководителем, но и научным наставником в области разработки.
Автор выражает глубокую признательность профессору Б. Е. Лух-минскому (МГ ГРУ) за переданные им знания в области автоматизации проектирования ГРР, а также различных способов применения новых
математических методов и положений теории вероятности в поисково-разведочной и промысловой геологии.
Автор благодарен Т. Н. Свистуновой (ВНИИгеоинформсистем) за огромную помощь, оказанную автору при подготовке текста диссерации (набор рукописи, стилистическое и орфографическое редактирование и пр.) Автор благодарит также М. Н. Будько (МГУ) за помощь при визуализации текстовых рисунков, а также ряд ценных советов по дизайну их оформления и С. П. Земченкова (ОАО "ВНИИнефть", компьютерная графика при составлении графических приложений).
Краткое содержание работы
Во введении показана актуальность проблемы, сформулированы цель, и задачи научных исследований, полученные научные результаты и защищаемые положения. Изложены научная новизна и практическая ценность работы.
В первой главе показаны геолого-геофизические предпосылки фациального анализа терригенных отложений прибрежно-морского и аллювиального генезиса как основного критерия качественной оценки неоднородности продуктивного интервала.
Опираясь на результаты ранее проведенных исследований отечественных и зарубежных ученых - специалистов в области литофациального анализа (А. Грессли, Н. Стено, Д. В. Наливкин, Н. Б. Вассоевич, В. Е. Хаин), дано чёткое определение понятия «фация» как литостратиграфическая единица палеогеографического анализа. Отмечена тесная взаимосвязь понятия «фация» с изменчивостью свойств горных пород. Показана возможность воспроизведения различных седиментационных об-становок (прибрежно-морского и аллювиального типа) в определенном отрезке геологического времени через дифференцирование фаций в пределах хроностратиграфической единицы (как один из основных элементов
палеогеографического анализа).
Перечислены факторы, контролирующие характер и распространение фации (с подробным описанием механизма их действия) — процессы осадкообразования, характерные для седиментации в данной обстановке (зависящие от соотношения h / L на пути транспортировки обломочного материала) ; поступление осадочного материала (внутрибассейновое и внебассейновое, трансгрессивные и регрессивные условия поступления) ; климат (температура и количество атмосферных осадков) ; тектоника (распределение гипсометрии внутри и вне бассейнов седиментации создает географические предпосылки для поставки и транспортировки обломочного материала); колебания уровня палеобассейна (эвстатические (глобальные) изменения уровня моря отражают непосредственно трансгрессии и регрессии береговой линии ; а также биологическая активность, химия вод и процессы вулканизма. Показана фациальная природа несчаных тел (зависимость латерального распространения и вертикального залегания от палеогеографической обстановки седиментации), а также возможность построения седиментологической модели фации через последовательное отображение палеогидродинамических уровней седиментации, которые, в свою очередь, визуально наблюдаются на кривых ГИС (ПС, ПС) в виде гранулометрических ритмов определенной последовательности.
Указаны теоретические предпосылки возможности литофациального районирования терригенных отложений по данным ГИС и материалам сейсморазведки :
Имиджи фаций по ГИС. Литотипы пород хорошо идентифицируются на многих типах каротажных диаграмм, но картина фациальных последовательностей отчетливо выявляется при визуальном анализе кривых только ПС и ГК. Такой анализ можно использовать для выявления взаимовлияния фаций и эволюционирующих обстановок осадконакопления. Если рассматривается содержание глинистой составляющей или гранулометрический состав, то цилиндрическая форма записи
(соответственно, ПС и / или ГК) указывает либо на мощную толщу относительно однородных осадков, ограниченную слоями глин, либо на заполнение каналов с резкими кровлями. Кол околоподобные формы профиля свидетельствуют об утончающихся кверху осадках (возможно, при заполнении каналов). Воронкообразные формы являются индикаторами погрубения осадков снизу вверх, вероятно, обусловленного проградирую-щими терригенными системами типа дельт, лопастей подводных конусов выноса, регрессивных мелководных баров или барьерных островов, наступающих на илистые осадки котловин. Яйцеобразные формы могут отражать либо утончающиеся кверху заполнения каналов с базальными конгломератами из глинистых обломков, либо брекчии, регрессивно проградирующие серии и системы каналов и лопастей подводного конуса выноса. Прямолинейные профили каротажных кривых могут относиться к мощным толщам аргиллитов, возможно, с прослоями песчаников или алевролитов, к межрусловым отложениям, к маршевым углям и сланцам (марши и ллайды - заболоченные приморские луга).
Сейсмические фации. Сейсмическая фация представляют собой картируемую трехмерную сейсмическую единицу (unit), устанавливаемую на основании конфигурации, протяженности, амплитуды, частоты и пластовой скорости сейсмических отражений. Самым выразительным признаком сейсмофаций является конфигурация отражений, которая дает информацию о характере напластования, о процессах осадконакопления и эрозии, о заполнении русел и сингенетических деформациях. Непрерывистость отражающих границ позволяет судить о протяженности площадей осадконакопления. Амплитуда свидетельствует о контрастности фаций по вертикали. Большая амплитуда отраженных сигналов, например, свойственная крупномасштабному переслаиванию аргиллитов с мощными пластами песчаников или алевролитов; малая амплитуда отражений указывает на монотонность фациального разреза.
В процессе анализа сейсмофаций очень важен процесс установления конфигурации трехмерных тел. Самыми распространенными формами являются покровы (sheets), клинья (wedges) и насыпи (banks). Постройки, образованные ростом живых организмов (последние в данной работе не рассматриваются), аккумуляцией терригенного или вулканогенного материала и выраженные в рельефе, известны под названием холмиков (mounds). Имеются разные формы заполнения (русел, трогов, котловин, фронта склонов), которые характеризуются разнообразной внутренней конфигурацией отражающих границ. Сейсмостратиграфические фации группируются в пакеты или сейсмические комплексы (последовательности) внутренне согласующихся отражающих границ, отделенные поверхностями перерывов или угловых несогласий, которые определяются по окончаниям отражающих границ.
Интерпретация конфигураций отражения : параллельная (ровная и волнистая) и субпараллельная - равномерные скорости на однородно прогибающемся шельфе или на стабильном выравненном дне бассейна; расходящаяся - латеральные вариации скоростей осадконакопления или наклонение поверхности аккумуляции; сигмоидальная — быстрое погружение бассейна и / или подъем уровня моря при слабом поступлении осадочного материала, допускающем наращивание верховых пластов одновременно с проградацией передовых; косая (тангенциальная и параллельная) - относительно медленное погружение бассейна, стабильное положение уровня и интенсивное поступление осадочного материала ; сложная сигмоидально-косая - чередование сигмоидальной и косой проградационных конфигураций ; черепичная - сходная с параллельно-косой конфигурацией, за исключением того, что мощности сейсмо-стратиграфических единиц находятся на пределе разрешающих способностей сейсмопрофилирования (данная конфигурация указывает на про-градацию в прибрежно-мелководные условия); бугорчатая клиноформная отражает небольшие взаимопроникающие лопасти ; хаотичная — структура
консидентационной деформации, сильно смытые или разбитые разломами зоны; отсутствие отражений - гомогенные неслоистые, сильно искривленные или крутопадающие сейсмостратиграфические единицы (ассоциируются с массами изверженных пород, соляных тел, сейсмически однородных сланцев и песчаников).
Во второй главе показаны способы идентификации фаций по данным геолого-геофизических исследований (с акцентированием внимания на методы ГИС).
Перечислены и подробно рассмотрены диагностические признаки (см. табл. 1), отображающие генезис осадков на показаниях методов ГИС (с использованием керновых данных). Система диагностических признаков дает возможность устанавливать фациальную природу осадков по их электрометрическим и / или гамма-харак-теристикам.
По результатам аналитического обзора работ, выполненных ранее отечественными и зарубежными исследователями (В. С. Муромцев, Р. Нанц, Д. А. Буш, Дж. Д. Коллинсон, Т. Эллиот и др.) изложен единый принцип фациального ГИС-анализа, основанный на том, что отложения каждой фации формировались в условиях меняющихся палеогидродинамических режимов (уровней). Это дает возможность для каждой фации определить ее седиментологическую модель, отражающую свойственную только данной фации последовательную смену палеогидродинамических уровней во времени. Каждый из этих уровней характеризуется рядом первоначальных признаков, отражающих динамическую активность среды седиментации.
Для надежности и однозначности идентификации фациальной принадлежности по данным ГИС был проведен ретроспективный анализ существующих каротажных моделей фаций. При этом автором были использованы материалы подобных исследований, выполненных ранее И. С. Джафаровым и Г. Я. Шиловым.
Впервые эффективное метода ПС для выявления условий осадко-накопления терригенных пород было произведено Р. Г. Нанцем (1954) при изучении особенностей отложений палеодельты (по изменеию формы кривых). Н. Н. Чернышевым (1958) была исследована возможность применения электрокаротажа (КС) для построения палеогеографических схем отложений Приуралья. С конца 50-х годов данные ГИС стали все шире использоваться для поисков залежей неантиклинального типа (литолого-стратиграфических и проч.) преимущественно в терригенных разрезах. С этой целью были разработаны седиментационные модели, в которых пласты описывались на качественном уровне по облику (имиджу) каротажных кривых различных методов (ПС, КС, ГК и др.). Они получили название генетических каротажных моделей фаций и основывались на том, что многие измеряемые по ГИС характеристики пластов отражают физические свойства пород, которые, в свою очередь, зависят от условий их образования (обстановки седиментации). Использование данных электрокаротажа (ПС и КС) хорошо себя зарекомендовало (Д. А. Буш, 1959) при выделении песчаных отложений дельтовых проток погребенной дельты Буч (США). Характерные особенности генетических каротажных моделей фаций песков морского генезиса (в том числе — баровых отложений) были рассмотрены (Ф. Ф. Сабине, 1963) при изучении неантиклинальных залежей нефти и газа месторождения Бистфильд (США).
Табл и ца 1
Комплекс диагностических признаков, определяемых по ГИС (по В. С. Муромцеву, А. А. Смыслову и Л. И. Ботвинкиной) с авторскими дополнениями, касательно их взаимосвязей во времени (вертикальная зависимость в пределах стратиграфических интервалов) и в пространстве (закономерности латерального размещения и ожидаемые направления проградации и деградации (выклинивания и замещения)).
Были установлены особенности распределения размера минеральных зерен для песчаников различного генезиса, что послужило петрофизической основой для генетических каротажных моделей фаций (Г. К. Вишер, 1965)
Аналогичные закономерности были выведены отечественными исследователями (В. С. Муромцев, 1984). Сопоставление относительной амплитуды ПС с гранулометрическими параметрами терригенных отложений целого ряда месторождений позволило установить их тесную взаимосвязь. Наиболее четкая зависимость отмечается между а пс и медианным размером зерен. Такая зависимость, впервые выявленная В. С. Муромцевым для юрских терригенных отложений и подтвержденная им на нефтяных месторождениях Мангышлака, Куйбышевского Поволжья и Западной Сибири, в дальнейшем подтвердилась и для других бассейнов, сложенных песчано-глинистыми осадками.
Большой вклад в исследование проблемы использования каротажных диаграмм при распознавании среды терригенного осадконакопления внесли и другие зарубежные ученые (И. К. Хармс (1966), И. К. Кеннон (1967), П. Е. Поттер (1967)), которые на основании комплексного изучения терригенных разрезов установили ряд критериев для распознавания кривой ПС песчаных отложений континентального и морского генезиса. В конце 60-х — начале 70-х годов были опубликованы работы, в которых показано использование диангзамм ПС для выделения песчаных тел различного генезиса и корреляции каротажных кривых в пределах развития песчаного массива ; так, например, Р. Р. Берг и Д. К. Девис провели сопоставление форм кривой ПС с их гранулометрическим составом по керну в глинистых песчаниках месторождения Белл-Крик.
С. Дж. Пирсон (1970) проанализировал особенности конфигурации крмвых ПС, потенциал-зонда и ИК для отложений дельты, бара и турбидитных потоков. Особое внимание он уделил количественной характеристике интенсивности циклов регрессии и трансгрессии, а также
предложил классификацию типов контактов песчаников и глин по форме кривых ПС.
В работе под редакцией Р. Е. Кинга (1972) приводятся основные достижения в области использования данных ГИС при обнаружении литологических и стратиграфических ловушек, а также основные каротажные модели фаций С. Сайта, Ю. В. Шелтона, П. П. Поттера, Г. С. Вишера и др.
Д. А. Буш (1974) привел в своей работе некоторые седиментационные ГИС-модели фаций для песчаных тел различного генезиса. П. Дж. Уолсми также привел характерные формы кривых ГИС для глубоководных песчаных отложений Северного моря.
Дж. Р. Паркер (1977) предложил для исследования глубоководных турбидитных песков использовать генетические модели фаций по кривым ГК.
Ч. Э. Б. Конибир (1976) опубликовал работу, в которой обдйгал материалы по палеогеоморфологии нефтегазоносных песчаных тел и их электрометрическим характеристикам.
Большой вклад в использование данных ГИС для фациального анализа внес Р. Ч. Селли. Им опубликован ряд работ (70-е годы), связанных с проблемой анализа осадконакопления сложных терригенных разрезов, в том числе при изучении дельтовых комплексов. Он предложил также ряд диагностических признаков по форме кривых ПС и ГК.
В обобщающей работе зарубежных исследователей под редакцией X. Г. Рединга (1990) отмечается особая ценность ГИС как средства выявления фациальных последовательностей в масштабах от первых метров до первой сотни метров. Основной постулат : при сопоставлении разных видов ГИС друг с другом и с керном удается создать ценные литофациальные модели, которые можно экстраполировать на неразбуренные участки изучаемого района.
С середины 70-х годов к обсуждаемой проблеме обратились многие отечественные исследователи. Л. С. Чернова привела каротажные характеристики кривых ПС для генетических моделей некоторых типов терригенных фаций, выделенных по кумулятивным кривым и генетическим СМ-диаграммам Р. Пассега. В. С. Муромцев и Р. К. Петрова (1972 - 73) опубликовали ряд работ по вопросам использования кривых ПС для корреляции юрских отложений Мангышлака, условий формирования песчаных тел-коллекторовв и определения зон их выклинивания. В. С. Кузнецов, Н. В. Мелик-Пашаев (1973) и Ю. Г. Эрвье (1974) опубликовали работы по применению ГИС для изучения распространения песчаных горизонтов, соответственно, в Предкавказье и Западной Сибири. Методика анализа каротажных моделей фаций была применена А. Е. Лукиным (1976) при изучении терригенных пород Днепрово-Донецкой впадины и Донбасса. На основании комплексного изучения продуктивных песчаных отложений различного генезиса из нефтегазоносных отложений Мангышлака, Поволжья и Западной Сибири В. С. Муромцевым и Р. К. Петровой были ^были- составлены методические рекомендации для изучения морфологии и закономерностей пространственного размещения песчаных тел, фациаль-ных и палеогидроди/намических условий их формирования. В 80-х годах В. С. Муромцев весьма активно работал над решением целого ряда проблем, связанных с генетическими каротажными моделями фаций. Им разработаны детальные электрометрические модели фаций песчаных тел континентального и прибрежно-морского генезиса, а также глинистых отложений-экранов, и дал определяющие их диагностические признаки, в число которых входят : форма кривой ПС, максимальное значение относительной амплитуды ПС и характер поведения элементов кривой ПС (кровельная, боковая, подошвенные линии ; ширина аномалий ПС и пр.). В 1984 г. выходит фундаментальный труд В. С. Муромцева, в котором всесторонне анализируются каротажные модели фаций песчаных отложений, а также предлагается методика локального прогноза литологических ловушек УВ,
основанная на фациальном анализе терригенных пород с помощью кривых ПС (ГК) и КС. По охвату рассмотренных песчаных тел, надежности обоснования генетических моделей фаций и степени разработанности методики локального прогноза литологических ловушек эта работа считается одной из лучших по проблеме фациального анализа с помощью ГИС. В том же году В. С. Муромцев опубликовал работу, посвященную электрометрическим моделям фаций шельфовых терригенных отложений древних морей Западной Сибири.
Ю. В. Андреев, В. Г. Дятлов и В. С. Муромцев (1981) применили математические методы к обработке электрометрических каротажных диаграмм для установления фациальной природы терригенных отложений и детальном картировании песчаных тел в автоматизированном режиме с помощью ЭВМ. Однако, данный подход не нашел практического применения.
С теми же соавторами в 1989 г. В. С. Муромцев в работе по комплек-сированию методов электрометрической геологии и сейсмостратигро'афии при изучении клиноформ Западной Сибири рассмотрел каротажные модели фаций турбидитных потоков, среди которых были выделены следующие типы : 1) фации отложений, выполняющих питающий канал ; 2) фации осевой части конуса выноса ; 3) фации краевых (периферийных) отложений конуса выноса (вееров конуса).
Весьма интересны работы и других отечественных исследователей. Так, Г. Н. Гогоненкоігс соавторами (1983) были проведены исследования по сейсмостратиграфии в комплексе с ГИС, в процессе которых был дан детальный анализ каротажных моделей фаций потокового типа (русел рек и зон течений), а также баров (барьерных, прибрежных, приустьевых), пляжевых отмелей, дельтовых осадков, озерных и болотных отложений.
В. В. Поспелов (1983) в своей работе, посвященной роли структурно-литоло/тического фактора при изучении нефтегазоносных комплексов по данным ГИС, приводит генетические каротажные модели фаций по кривым
микрозондов, которые были предложены Е. Л. Бигелоу (1982). При этом отмечалось, что форма усредненной кривой микрозонда отражает характер седиментации терригенных отложений.
А. А. Бакиров и А. К. Мальцева (1985) также приводят примеры электрометрических моделей фаций при заполнении русел различного типа.
Суммируя вышеизложенное, по результатам ретроспективного обзора можно сделать следующий вывод :
Несмотря на привлечение (для идентификации фациальной принадлежности) относительно большого количества диагностических признаков и методов ГИС, рассматриваемые здесь генетические каротажные модели фации (как отечественных, так и зарубежных исследователей) являются моделями, описываемыми на качественном уровне. Полученные результаты позволили авторам создать методики локального прогноза песчаных тел по ГИС-моделям фаций без привлечения кернового материала. Вместе с тем, ни в одной из вышеперечисленных работ нет прямого выхода на количественную оценку качественных признаков. Такая оценка является отличительной особенностью данной работы от всех предыдущих (о чем будет подробно изложено в третьей главе).
В третьей главе изложена методика типизации геологической неоднородности терригенных разрезов прибрежно-морского и аллювиального генезиса по следующей схеме.
Характеристика геологической неоднородности разреза (количественная неоднородность - по пористости, по расчлененности, по количеству пропластков коллектора в продуктивном интервале ; а также качественный аспект — литофациальная неоднородность).
Методы изучения геологической неоднородности и её классификация по иерархическим уровням.
Оценка геологической неоднородности в количественном и качественном аспектах (с показанием прямой зависимости потенциальной
продуктивности разреза скважины от комплексной неоднородности (количественная + качественная) в следующей последовательности : дебит скважины по флюиду (нефть + вода) -> зависит от количественной неоднородности продуктивного интервала (численно выражаемой КНи — интегрированным коэффициентом неоднородности) -> значение коэффициента неоднородности (в доверительном интервале) обусловлено фациаль-ной принадлежностью продуктивного интервала в разрезе скважины к определенной фации (группе фаций) прибрежно-морского или аллювиального генезиса.
Анализ современного состояния дел в области литофациального анализа (с учетом передового отечественного и зарубежного опыта) позволил автору разработать оригинальную методику определения геологической неоднородности разреза по геолого-геофизическим данным по авторскому уравнению интегрированного коэффициента неоднородности, адекватно отображающую литофациальную неоднородность фаций терригенных пород прибрежно-морского и аллювиального генезиса на всех иерархических уровнях неоднородности.
Ранее многими авторами на примере различных месторождений было показано уменьшение продуктивности по мере увеличения неоднородности пород-коллекторов. В этих работах были показаны различные типы неоднородности в соответствии со структурной организацией объектов (иерархические уровни неоднородности), классы неоднородности, формы проявления неоднородности; были предложены различные аналитические формы количественной оценки геологической неоднородности. Все они имеют одну особенность: количественные показатели неоднородности рассматриваются с позиций иерархического представления геологических объектов как системы, при этом каждая формула служит для оценки определенного типа неоднородности (соответствует определенному иерархическому уровню):
Таблица 2
Сводная типизация иерархических уровней неоднородности.
Так, для определения геологической микронеоднородности широко используют гранулометрический коэффициент Траска, при изучении геологической неоднородности на третьем и четвертом иерархических уровнях применяется коэффициент, предложенный М. А.Токаревым и т. п. Для повышения достоверности получаемой информации необходимо располагать такой аналитической формой, которая позволяет производить интегрированную оценку геологической неоднородности на всех иерархических уровнях структурной организации нефтегазоносных объектов одновременно. Предлагаемая автором формула отличается от вышеупомянутых тем, что позволяет оценить геологическую неоднородность комплексно, охватывая одновременно все иерархические уровни (выделенные Л. Ф. Дементьевым, М. А. Токаревым и др.) :
Таблица З Интегрированная оценка геологической неоднородности терригенных продуктивных отложений, выполняемая на всех иерархических уровнях одновременно.
КНи = КНп х КНр = Кп min х h кол
Кп max h общ х N кол
О < Кни <( = ) 1, где:
КНи - интегрированный коэффициент неоднородности
КНп - коэффициент неоднородности по пористости
( ультрамикро- и микронеоднородность ) КНр - коэффициент неоднородности по расчлененности
(меза-, макро- и метанеоднородность)
Физический смысл значения КНи следующий ; если :
Кп min = Кп max, h кол = h общ и N кол = 1, то Кни = 1, то есть продуктивный пласт в разрезе скважины является идеально однородным на всех иерархических уровнях.
Пористость определяется по ГИС (иногда - с использованием керновых данных. Значение Кп min берется не ниже кондиционных пределов для изучаемого типа коллектора в данном регионе (например, для Западной Сибири Кп min > ( = ) 14 %.
h кол - эффективная толщина коллектора, h общ - общая мощность пласта, N кол - количество пропластков коллектора в исследуемом интервале (в стратиграфическом интервале залегания продуктивного пласт).
отношение h кол / h общ (коэффициент песчанистости) показывает мезанеоднородность, а число N кол (в соотношении с h кол) непосредственно связано с макронеоднородностью. В целом же КНр дает нам численное значение метанеоднородности.
Одновременно с работами по созданию аналитической формы выражения количественной неоднородности (формула КНи) велись исследования в аспекте оценок качественной неоднородности (литофациальный анализ). При этом было установлено, что результаты испытаний поисково-разведочных скважин и входные дебиты эксплуатационных напрямую зависят от фациальной принадлежности продуктивного интерала разреза. Впервые такая зависимость была установлена для средне- верхнеюрских отложений Северо-Юрьевского месторождения (Сургутский свод, ХМАО), которая затем подтвердилась на других месторождениях, как Западно-Сибирской НГП, так и в других нефтегазоносных бассейнах различных регионов (см. введение), причем в самом широком стратиграфическом диапазоне - от кембрия до среднего мела.
В средне-верхнеюрских продуктивных отложениях Северо-Юрьевского месторождения были выделены следующие фации, относящиеся к прибрежно-морскому комплексу : в пласте Ю 1 — фация барьерных островов (скв. 7, 9, 11), разрывных течений (скв. 5, 10 - промоин разрывных течений и скв 6, 8, 14 - головных частей разрывных течений) и вдольбереговых баров (регрессивных) и прибрежных валов (скв. 2, 4, 13). В скв. 2 наблюдается резкая смена регрессивного цикла осадконакопления на трансгрессивный (обусловленная, по видимому, локальной тектонической флуктуацией), без изменения фациальной принадлежности.
В пласте Ю 2 выделяются две фации : головных частей разрывных течений - скв. 5, 11, 13, 14 ; вдольбереговых баров и прибрежных валов (трансгрессивных) - скв. 4.
Следует отметить, что зоны продуктивного пласта, принадлежащие фации вдольбереговых баров, не уступая, а порой и превосходя по эффективной нефтенасыщенной толщине части пласта фации барьерных островов, дают дебиты, меньшие в 10 раз и более :
Таблица 4
Северо-Юрьевское месторождение. Зависимость дебитов скважин, под-счетных параметров ( Кп ) и параметров разработки ( К пр ) от фациальной принадлежности продуктивного интервала.
Таблица 4 (продолжение)
6,2
6,2
16, 1
1,7
вдольбереговых баров и прибрежных валов (трансгрессивных)
При этом надо отметить следующий факт. В скв. 2 приток вообще не был получен. В скв. 13 приток составил 2, 7 м3 / сут. После повторной перфорации, двукратного дренирования по 10 циклов и солянокислотной обработки (СКО) и воздействия на забой бисульфатом натрия удалось получить дебит лишь 5, 0 м3/сут.
Отсутствие притока в скв. 2 можно объяснить резкой сменой регрессивного цикла седиментации на трансгрессивный. Р. Рэйлсбэк на примере месторождения Ист-Тафт показывает, что такая обстановка седиментации крайне неблагоприятно оказывается на формировании ловушек пластовых флюидов. Для пласта Ю 2 наблюдается аналогичная картина с той лишь разницей, что регрессивные прибрежные валы меняются на трансгрессивные (наиболее характерный пример - скв. 4).
В скв. 4, которая превосходит остальные по эффективной мощности продуктивного пласта Ю 2 в 2 - 3 раза, был получен приток 0, 48 м3 / сут, и лишь после гидроразрыва пласта удалось получить 1,7 м3/ сут. Объясняется это следующим. Барьерные острова возникали на участках стабилизации береговых линий в периоды переходов от регрессии к трансгрессии и наоборот. Прибрежные части этих островов могли подвергаться перемыву или намыву осадков. С момента образования острова вдоль его береговой линии под воздействием прибойных волн накапливался хорошо скатанный обломочный материал.
Фация разрывных течений также характеризуется более высокими дебитами, чем фации регрессивных и трансгрессивных вдольбереговых валов. В процессе переноса обломочного материала происходит его сортировка, что благоприятно сказывается на фильтрационно-емкостных свойствах (ФЕС) песчаного тела, принадлежащего, к данной фации.
Поэтому, несмотря на сравнительно небольшую эффективную мощность (по сравнению с фациями барьерных островов и вдольбереговых баров), для этой фации отмечаются значительные дебиты по пласту Ю 1. Сортировкой обломочного материала в процессе переноса можно объяснить и тот факт, что из пород фации головных частей разрывных течений при меньшей эффективной мощности получены дебиты в 2 - 3 ра-за большие, чем из пород фации промоин разрывных течений (пл. Ю 1).
Следует отметить, что дебиты из отложений этой фации пластов Ю 1 и Ю 2 сильно различаются (иногда - более чем в 2 раза ; однако этот факт вполне увязывается с учением о фациях и объясняется соседством со стороны береговой линии 2-х групп фаций - разрывных и вдольбереговых (так называемая циркуляционная ассоциация).
Как было показано В. П. Зенковичем, О. К. Леонтьевым, Дж. Кеннетом, Ф. П. Шеппардом и др., разрывные течения, устремляясь через промоины в баровых грядах, выносят с собой часть обломочного материала (скв. 5, 8, 10). В открытом море из-за растекания струй и падения скоростей в головных частях разрывных течений выносимый ими песчаный и алевритовый материал накапливается в виде подводного конуса выноса (скв. 14). Эти отложения могут занимать различную площадь в зависимости от длительности действия течений, количества выносимого ими материала, рельефа морского дна, климатических и гидродинамических условий, существовавших в данной части акватории. Различием палеогидро-динамических уровней седиментации можно объяснить и некоторое различие ПС-моделей фации промоин разрывных течений в пластах Ю 1 и Ю 2, а также различие дебитов.
Причиной образования вдоль береговых баров и прибрежных валов (регрессивных и трансгрессивных) является миграция береговой линии моря, обусловленная вертикальными колебаниями земной поверхности. В процессе миграции береговой линии перемещаются в пространстве и фациальные условия осадконакопления. При этом образуются относительно
разнородные отложения. Зависимость дебита скважины от фациальной принадлежности продуктивного пласта показана в табл.
При интегрированном анализе количественных и качественных показателей неоднородности было установлено, что наибольшей неоднородностью отличается группа фаций вдольбереговых баров : пласт Ю 1 — от О, 05 до 0,10 ; пласт Ю 2 - от 0, 20 до 0, 30. Неоднородность группы фаций разрывных течений изменяется в диапазоне 0, 50 - 0, 70 (уменьшаясь от промоин к головным частям), достигая в отдельных случаях (по пласту Ю 1) минимального значения : скв. 6 - 0, 68 ; скв. 14-0, 81 (максимальное значение КНи соответствует минимальной неоднородности, то есть, максимальной однородности). Для группы фаций барьерных островов всегда отмечается высокая степень однородности (например, в скв. 7 КНи = 0, 89).
Результатом комплексной оценки (количественно и качественно) геологической неоднородности явилась выполненная автором сводная таблица, в которой показана прямая зависимость (через величину интегрированного коэффициента неоднородности КНи) продуктивности исследуемых отложений от их фациальной принадлежности (которая определяется визуально по имиджу фации на кривой ПС и / или ГК ; в отдельных случаях возможно применение других методов ГИС, как вспомогательных).
В своем полном развернутом виде (с показом формализованных ПС-моделей фаций в масштабе 1 : 1 000) сводная таблица имеется в соответствующей главе диссертации (см. раздел 3).
При изучении зависимости для увеличения репрезентативности (представительности выборки) учитывались все данные испытаний, независимо от типа полученного флюида (нефть, нефть с водой, вода с нефтью, пластовая вода); при этом не использовались результаты, полученные после механического либо химико-технологического воздействия на пласт (ГРП, ГПП, СКО, СКВ и прочее).
Таблица 5
Зависимость продуктивности скважин (через величину интегрированного коэффициента неоднородности (КНи) от фациальной принадлежности целевого интервала геологического разреза (для терригенных литотипов прибрежно-морского и аллювиального генезиса).
Таблица 5 (окончаниение)
С большой долей уверенности можно сделать предположение, что данная таблица будет действительна для всех терригенных бассейнов седиментации, а также на всех стратиграфических уровнях осадконакопления.
В четвертой главе приводится обоснование литогенетических и литофациальных моделей нефтегазоносных объектов на основе применения разработанных методик.
На примере как отдельных месторождений Западно-Сибирской НГП (Умсейское, Вынгаяхинское, Западно-Крапивинское), так и в более широком аспекте - на уровне зон нефтегазонакопления (Сугмутско-Тевлин-ская, Красноленинская (Талинская) — рассматриваются палеогеографические условия формирования отложений, генезис и литофациальные модели (в пределах целевых стратиграфических интервалов).
Практическое применение - самое различное : выдача рекомендаций
на доразведку, оптимизация процесса разработки (выбор первоочередных участков эксплуатационного разбуривания и уже пробуренных скважин под закачку, обоснование точек заложения высокодебитных горизонтальных скважин и прочее).
Рассмотрим подробнее практическое применение предлагаемой автором методики на примере оценки литофациальной неоднородности продуктивного пласта БП 11-1 Вынгаяхинского месторождения по данным ГИС в целях оптимизации процесса разработки.
Вынгаяхинское газонефтяное месторождение находится в Ямало-Ненецком автономном округе и приурочено к одноименной структуре IV-ro порядка, осложняющей северную часть Вынгаяхинского вала. Структура представляет собой вытянутую в меридианальном направлении брахиантиклинальную складку.
Около 97 % балансовых запасов нефти сосредоточено в пласте БП 11, который является основным объектом разработки. В разрезе продуктивного пласта выделяется три пропластка : БП 11-0, БП 11-1 и БП 11-2. В данной работе рассматривается пропласток БП 11-1.
Средняя глубина залегания равна -2297 м. Средняя эффективная толщина 12, 81 м, нефтенасыщенная - 8, 55 м ; пористость 21 %, проницаемость 0, 028 мкм . Основные параметры залежи (в плане морфологии структуры) приводятся ниже :
Таблица 6
Геоморфологические параметры залежи пл. БП 11-1 Вынгаяхинского м-ия.
Характерной особенностью пласта БП 11-1, выявленной в процессе разработки, является ухудшение коллекторских свойств в направлении с юго-востока на северо-запад, связанное с глинизацией разреза. При этом следует отметить, что на фоне зонального тренда проявляются и локальные флуктуации.
Так, при разбуривании куста № 152, расположенного в северовосточной части месторождения, первая же пробуренная скважина 2143 попала в зону резкого ухудшения коллекторских свойств. Такое строение пласта в соседних скважинах ранее не встречалось ; зона литологического замещения по восточному крылу была выявлена впервые. В соседней скважине, пробуренной на вышеупомянутом кусте в 500 м к востоку (скв. № 2144) пласт БП 11-1 характеризуется высокой степенью литологической однородности и хорошими коллекторскими свойствами ; далее на 500 м к востоку (скв. № 2145) коллекторские свойства снова улучшаются, но при этом возрастает расчлененность пласта :
Таблица 7
Выявление литофациальной изменчивости продуктивных отложений пл. БП 11-1 на северо-востоке Вынгаяхинского м-ия (по результатам разбуривания куста № 152).
Для оценки целесообразности продолжения эксплуатационного бурения в северо-восточной части месторождения был выполнен ретроспективный обзор по уже пробуренным в этом районе скважинам (рассматривались данные по 83 эксплуатационным и 14 разведочным скважинам). По результатам анализа совокупности признаков на исследуемой площади было выделено несколько литофациальных зон, различающихся, в основном, характером распределения песчано-глинистого материала по разрезу. В процессе исследований была установлена прямая зависимость дебитов скважин от литофациальной неоднородности (то есть, от литологической неоднородности и степени расчлененности пласта, а также от фациальной принадлежности продуктивных отложений в разрезе рассматриваемой скважины). По эксплуатационным скважинам дебиты принимались по состоянию на 2-ой месяц после ввода в эксплуатацию, по разведочным - результаты испытания в колонне.
Схема литофациального районирования была выполнена по результатам типизации ПС-имиджей литофаций. Подготовительным этапом в процессе типизации является группирование ПС-моделей целевого интервала по ряду типоморфных признаков на кривой ПС.
В результате типизации было выделено 5 типов фаций прибрежно-морского генезиса : 2 проксимальных типа (латерально приближенных к берегу палеобассейна) и 3 дистальных типа (удаленных от береговой линии палеобассейна). Результаты типизации приведены в таблице 8. Как видно из нижеприведенной таблицы, фации 3-ей группы подразделяются на 2 типа. Результаты визуального анализа данных ГИС (дифференциация отложений намывных слоев эродирования на две подгруппы по имиджу на кривой ПС) подтверждаются промысловыми данными : если по подгруппе I дебит (по жидкости) в среднем составляет 30 - 40 м3 / сут., то по подгруппе I I, как правило, не превышает 10 - 20 м3 / сут., в некоторых случаях достигая 30
м І сут. Такая дифференциация объясняется различной волновой активностью палеобассейна, которая сопровождала процесс седиментации.
Таблица 8
Типизация разрезов скважин пл. БП 11-1 по каротажным имиджам на кривых ПС.
Итогом работы явилась сводная таблица (аналогичная таблице 5) и схема литофациального районирования (совмещенная с картой эффективных толщин) по северо-западной части Вынгаяхинского месторождения. Полученные результаты позволили уточнить геологическую модель месторождения (в северо-восточной части) и нашли практическое применение : по целому ряду проектных неразбуренных кустов была скорректирована сетка эксплуатационных скважин, при этом ряд скважин, уже запланированных к бурению, был отменен. Результаты бурения первой же скважины по новой, скорректированной сетке (скв. № 1100, куст 171)
41 №>Jt%<2VU
подтвердили правильность выполненных в ходе литофациального анализа построений.
Были выданы рекомендации на бурение 25-ти первоочередных эксплуатационных скважин. В настоящее время эксплуатационное бурение продолжается. Входные дебиты (по нефти) измеряются величинами от 20 — 25 до 45 — 55т/ сут. (Входным считается дебит на устоявшемся режиме - на 2-ой месяц передачи скважины из бурения и строительства в НГДУ).
В пятой главе показаны дальнейшие пути усовершенствования разработанных методик, которые планируются по трем основным направлениям, два из которых следует отнести к количественной оценке неоднородности, а 3-е - качественной.
Первое направление - уточнение параметра N КОЛ. В формуле расчета интегрированного коэффициента неоднородности КНи необходимо уточнение параметра N КОЛ (число пропластков коллектора целевого пласта в разрезе скважины). На данном этапе исследований число N кол не отражает соотношения мощностей каждого пропластка по интервалу разреза.
Приведем простой пример. Пусть в разрезе соседних скважин вскрыт продуктивный пласт эффективной толщины 9 м с тремя пропластками коллектора, которые по соотношению эффективных толщин пропластков распределяются следующим образом :
Табл и ца 9А
Гипотетическое распределение(по мощности) продуктивных пропластков в изучаемом пласте (с заданными эффективными толщинами), N кол = const, h кол = const.
При этом возможны следующие вариации распределения пропластков по разрезу (всего - 13 вариаций) :
Таблица 9Б
Вероятностное распределение продуктивных пропластков в целевом
интервале изучаемого пласта при заданных эффективных толщинах (N кол
= const, h кол = const).
По горизонтали - число вариаций, по вертикали - возможные сочетания
пропластков
Вполне вероятно, что в некоторых случаях ФЕС пласта будут значительно различаться (возможно - во всех случаях), что, однако, никак не отразится при расчетах, т. к. во всех случаях параметры h кол и N кол остаются неизменными.
Таким образом, в формуле КНи в перспективе должна появиться новая величина - h кол N і — эффективная толщина і-продуктивного пропластка, где N кол = 1 кол + 2 кол + ... + і кол + ... + п кол. При этом суммарная h кол будет определяться как средневзвешенная величина, где за весовую единицу будет приниматься эффективная толщина каждого продуктивного пропластка
Кроме того, при расчетах не учитывается толщина аргиллитовых перемычек между пропластками коллектора, что также может оказать влияние на ФЕС пласта. Этот аспект количественной оценки неоднородности также требует дальнейших исследований.
Второе направление - автоматизированная корреляция геологических разрезов скважин методом спектрального анализа. Все ранее изложенное (в
плане количественной оценки неоднородности) касается только вертикальной неоднородности по разрезу скважины. Однако, при этом следует отметить, что оценка латеральной неоднородности по исследуемой площади также является весьма актуальной задачей. Такие исследования проводились автором на примере нижне-среднеюрских отложений Южно-Талинской площади (Красноленинский нефтегазоносный район, ХМАО).
Пример решения задачи автоматизированной корреляции был выполнен автором по данным ПС. Анализ выполнен по 6-ти скважинам. Глубинный интервал изменяется от 2614 - 2675 м (подошва абалакской свиты, кровля тюменской) до 2857 -2918 м (подошва шеркалинской пачки тюменской свиты).
Все методы автоматизированной корреляции разрезов, существовавшие до настоящего времени, можно условно разделить на два основных направления.
Первый метод основан на попарном сравнении оцифрованных каротажных кривых соседних скважин. Для этого используется скользящий интервал. Для каждого положения интервала подбирается такой сдвиг т одной кривой относительно другой, при котором коэффициент взаимной корреляции между величинами Fi (х) и F2 (х + х) является максимальным.
Во втором случае используется метод линейной фильтрации. Суть метода - определение значений одной функции как линейной комбинации дискретных значений другой функции. Дискретизация выполняется с постоянным шагом квантования по оси абцисс. Коэффициенты линейной комбинации называются коэффициентами фильтра. Таким образом, исходные каротажные кривые трансформируются в послойные модели, после чего производится их корреляция. Корреляция производится либо по близости дискретных характеристик пластов (ранговых и др.), либо по градиентам границ их раздела.
Предлагаемый автором способ автоматизации процесса корреляции геологических разрезов скважин коренным образом отличается от вышеизложенных направлений, при реализации которых производится поинтервальное сравнение геологических разрезов скважин, а конечным результатом является трассирование продуктивных пластов и пачек.
Предлагаемая автором программа предназначена для корреляции геологических разрезов скважин путем сравнения энергетических спектров геофизических параметров. Энергетические спектры геофизических параметров, представленных в виде периодической функции и апроксимированных рядом Фурье, вычисляются для различного значения
гармонического числа п (п = 1, 7) и для различных глубинных
интервалов, которые в процессе программирования для удобства вычисления переводятся в условные единицы. При этом неоднородность продуктивных отложений оценивается в целом по разрезу, в сравнении с разрезом-гипостратотипом.
Полученные результаты могут быть использованы в целях
оптимизации размещения разведочных скважин на изучаемой территории.
Для этого необходимо визуально проанализировать графики, выражающие
функциональную зависимость ACn = f ( г ), где г - расстояние между
скв. — эталоном и сравниваемой скважиной.
При этом выбирается такое значение г, при котором А Сп асимптотически приближается к нулю, т.е. дальнейшее сгущение сети разведочных скважин с целью детализации геологического разреза представляется нецелесообразным. Анализируя графики, построенные для скважин, ориентированных по различным направлениям от скважины-эталона и находящихся от нее на различном расстоянии, получаем оптимальные значения минимального и максимального интервалов между скважинами. Таким способом опредяется оптимальное количество скважин на единицу площади, т.е. плотность сетки разведочных скважин на изучаемой территории.
Для количественной оценки плотности разведочной сетки автором
была выведена следующая формула:
м _ к S S — площадь разбуриваемой территории
гмопт к.
s - площадь прямоугольника со стороны Мит М / т - оптимальное максимальное / минимальное расстояние между скв. Миш- определяются по графикам ДСп = f (г)
к — коэффициент, преобладающий регулярную сеть в нерегулярную (т.к. на практике разведочное бурение никогда не производится прямоугольной сеткой). k = SA/sD
SA - площадь равностороннего треугольника со стороной М
SA = M2V3 /4 = м2 1,7320508 /4 = 0,4330127 м2
sn- площадь прямоугольника sD = Mxm
NonT =(S/Mxm) х (М2х 0, 4330127/(Mxm) = 0, 4330127 S/m2
Nonr = 0,4330127 S/m2 m = /(grad ДСп)
Показателем анизотропии является ДСп каждой скважины, сравниваемой с эталонной. Построение карт можно осуществлять по различным глубинным интервалам Построенные карты также могут быть использованы для оптимизации размещения скважин (на участках сгущения изолиний унеоднородности плотность сетки скважин, несомненно, должна быть выше).
Полученный вариант корреляции полностью совпадает с результатами визуального анализа каротажных диаграмм, что доказывает эффективность предложенной методики.
В отличие от двух вышеизложенных, третье направление ориентировано на качественную оценку неоднородности методами сейсмолитологии (определение исследуемого параметра по гипсометрическому положению подстилающих отложений).
Такие исследования были проведены по 35-ти скважинам для продуктивных верхнеюрских отложений (пласт Ю 1 / 3-4) юго-западной части Крапивинского месторождения, расположенного на границе Омской и Томской бластей. Результатом исследований явилось установление закономерной зависимости величины песчаной составляющей коллектора и дебитов скважин от гипсометрического положения кровли продуктивного пласта в контексте с конкретными палеогеографическими условиями седиментации (в верхнеюрское время вся территория Западной Сибири являлась огромным мелководным заливом пра-Ледовитого океана, с наличием многочисленных островов и отмелей).
Толщина песчаной составляющей определялась по ГИС (а ПС) с использованием керноваых данных (для контроля).
Таблица 10 Зависимость величины песчаной составляющей в эффективной толщине и продуктивности верхнеюрских отложений от их гипсометрического положения в геологическом разрезе скважины (Крапивинское месторождение, юго-западная часть).
Такая прямопропорциональная зависимость эффективной толщины от глубины залегания характерна для палеогеографических условий прибрежных и проксимальных (приближенных к береговой линии)
областей палеобассейна, сформировавшегося в верхнеюрское время. При формировании песчаной составляющей в мелководно-морских отложениях (типа заливов) превалирующее значение имеет вертикальная седиментация (выпадение в осадок терригенных частиц из взвеси в морской воде). При этом в наиболее приподнятых частях морского дна палеобассейна осаждается наиболее крупнозернистая песчаная и алевролитовая фракция. Мелко- и тонкозернистые фракции (алевритовая и пелитовая) постоянно находятся во взвешенном состоянии ввиду волнового движения. В более погруженных участках, на недоступных для волнового движения глубинах все фракции обломочного материала отлагаются равномерно, независимо от размеров зерен.
Похожие диссертации на Методика обоснования потенциальной нефтепродуктивности отложений прибрежно-морского и аллювиального генезиса через комплексную оценку литофациальной неоднородности по данным ГИС
