Содержание к диссертации
Введение
1 Геологическое строение нижнемеловых отложений Сузунского нефтегазоносного района 8
1.1 История изучения Сузунского нефтегазоносного района 8
1.2 Геологическое строения нижнемеловых отложений Сузунского нефтегазоносного района 11
1.3 Обзор региональных литофациальных исследований 19
1.4 Методы литолого-фациального моделирования 22
2 Комплексное литолого-фациальное моделирование отложений нижнехетской свиты исследуемого района 34
2.1 Обоснование методики комплексного литолого-фациального моделирования 34
2.2 Анализ данных керна отложений нижнехетской свиты исследуемого района 41
2.3 Анализ последовательности залегания осадочных фаций в разрезе 71
2.4 Детальная корреляция и выделение объектов исследования 83
2.5 Обоснование поверхности несогласия по данным керна и ГИС 88
2.6 Схема формирования отложений нижнехетской свиты исследуемого района 95
2.7 Использование 3D сейсмических данных для задач комплексного фациального анализа 100
2.8 Построение и анализ литолого-фациальных карт пластов Нх-I, Нх-III, Нх- IV, Нх-V 108
2.9 Классификация типов коллекторов с целью повышения точности прогноза фильтрационно-емкостных свойств 119
3 Построение трехмерных геологических моделей пластов отложений нижнехетской свиты 123
3.1 Структурное моделирование 124
3.2 Построение литологических моделей продуктивных пластов 126
3.3 Подтверждение результатов моделирования пластов 132
Заключение 134
Список использованной литературы
- Геологическое строения нижнемеловых отложений Сузунского нефтегазоносного района
- Методы литолого-фациального моделирования
- Анализ последовательности залегания осадочных фаций в разрезе
- Построение литологических моделей продуктивных пластов
Введение к работе
Актуальность темы
Основные разведанные запасы нефти и газа севера Западной Сибири приурочены к меловым и верхнеюрским отложениям. Вопрос изучения детального строения разведанных месторождений, выявления на них новых нефтеносных горизонтов, как в нижележащих отложениях, так и, возможно пропущенных, вышележащих отложениях приобретает все большую актуальность.
Сузунский нефтегазоносный район (НГР) имеет значительный потенциал для восполнения ресурсной базы нефтегазодобывающей отрасли, однако, в связи с труднодоступностью, перспективы нефтегазоносности этого района остаются до настоящего времени, оцененными не в полной мере. Добыча углеводородов из нижнемеловых отложений, доказанная региональная продуктивность верхнемеловых отложений свидетельствуют о значительных перспективах этого региона. Общие закономерности геологического строения отложений Сузунского нефтегазоносного района заложены в работах В.А. Балдина, В.П. Игошкина, А.Э. Конторо-вича, Н.Х. Кулахметова, Д.П. Куликова, А.А. Нежданова, И.И. Нестерова, З.З. Ронкиной, В.Н. Сакса, Д.Б. Тальвирского, А.А. Трофимука и др.
В последние годы в Сузунском НГР проводятся значительные геологические исследования, в результате которых получен большой объем новой геолого-геофизической информации. Особую актуальность приобретает комплексирование геологической информации с различным диапазоном точности, что повышает достоверность интерполяции коллекторов в межскважинном пространстве.
Цель работы – Совершенствование методики построения литолого-фациальных моделей, на основе комплексного использования седиментологического анализа керна, данных ГИС и 3D сейсморазведки, для интерполяции коллекторов в залежах углеводородов (на примере продуктивных пластов нижнемеловых отложений).
Основные задачи исследования:
выполнить седиментологический анализ данных керна для диагностики условий осадкона-копления нижнемеловых отложений нижнехетской свиты;
выявить поверхности несогласия по комплексу ГИС и керна, с использованием ихнофациаль-ного анализа;
провести детальную корреляцию разрезов скважин по комплексу ГИС, для обоснования се-диментационно-стратиграфической модели отложений нижнехетской свиты;
установить форму каротажных диаграмм, соответствующую выделенным по данным керна фациям, с целью определения аналогов в скважинах, с отсутствующими данными керна;
создать литолого-фациальные модели продуктивных пластов нижнехетской свиты исследуемого месторождения на основе комплекса данных: седиментологического описания керна, ГИС и результатов сейсморазведки 3D;
внедрить полученные результаты при построении трехмерных моделей, с учетом специфики внутреннего строения пластов и характера изменения отложений по разрезу и площади.
Объект исследования: продуктивные пласты нижнехетской свиты нижнемеловых отложений Сузунского нефтегазоносного района (на примере одного из месторождений).
Научная новизна:
усовершенствована методика построения литолого-фациальных моделей на основе метода цикличности с учетом комплекса данных: седиментологического анализа керна (с применением анализа ихнофоссилий), ГИС и 3D сейсморазведки;
установлены перерывы в осадконакоплении в кровле продуктивных пластов нижнемеловых отложений нижнехетской свиты в Сузунском НГР, не представленные в региональных стратиграфических схемах нижнемеловых отложений Западной Сибири, на основе использования: седиментологического анализа керна (с применением анализа ихнофоссилий) и данных ГИС;
- впервые построены литолого-фациальные модели продуктивных пластов нижнехетской свиты Сузунского месторождения на основе комплекса данных: седиментологического описания керна, ГИС и результатов сейсморазведки 3D;
Защищаемые положения:
установленные перерывы осадконакопления в кровле продуктивных пластов нижнемеловых отложений нижнехетской свиты в Сузунском НГР, не представленные в региональных стратиграфических схемах нижнемеловых отложений Западной Сибири, позволяют использовать выделенные поверхности несогласия в качестве маркирующих уровней внутри границ стратиграфических подразделений, что повышает достоверность расчленения и корреляции отложений;
созданные на основе комплекса данных: седиментологического описания керна, ГИС и сейсморазведки 3D литолого-фациальные модели, изменили представление о строении продуктивных пластов нижнехетской свиты. Результаты комплексного литолого-фациального анализа повысили достоверность трехмерных моделей при интерполяции коллекторов в межсква-жинном пространстве.
Практическая ценность работы:
Разработаны литолого-фациальные модели продуктивных пластов отложений нижне-хетской свиты Сузунского месторождения. Результаты работы использованы в ООО «ТННЦ» при построении трехмерных цифровых моделей пластов нижнехетской свиты исследуемого месторождения, на базе которых построены гидродинамические модели. Применение методики построения литолого-фациальных моделей возможно на других месторождениях Западной Сибири с аналогичными условиями формирования отложений.
Фактический материал и личный вклад соискателя:
Выполнено седиментологическое описание керна по 8 скважинам исследуемого месторождения, проведена детальная корреляция по комплексу ГИС по 30 скважинам изучаемого и рядом расположенных участков, учтены результаты ЗD сейсмической интерпретации, результаты петрофизических исследований керна (более 2500 образцов) по 30 скважинам изучаемого участка, полученные ООО «ТННЦ».
Лично автором выполнен анализ всех перечисленных выше фактических материалов. Реализована методика комплексной интерпретации данных керна, ГИС и сейсморазведки для отложений нижнехетской свиты исследуемого месторождения. Построены карты литофаций. Работа по данной тематике выполнялась в течение пяти лет.
Апробация работы. Результаты диссертационной работы по методике выделения несогласий и принципов корреляции докладывались на 73Й совместной конференции и выставке EAGE и SPE, г. Вена, 23-26 мая 2011 г., на научно-практической конференции ТюмГНГУ в 2012г. (г. Тюмень) и неоднократно на НТС ООО «ТННЦ».
Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в четырех статьях, поименованных в списке ВАК РФ и в других изданиях, в том числе с соавторами.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы. Содержание работы изложено на 145 страницах, включая 65 рисунков и 4 таблицы. Список литературы насчитывает 100 наименований.
Геологическое строения нижнемеловых отложений Сузунского нефтегазоносного района
Согласно схеме нефтегеологического районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (И.И. Нестеров, А.В. Шпильман и др.2010 г.) рис.1.1, Сузунский нефтегазоносный район расположен на севере Красноярского края. Начало нефтегазопоисковых работ в северных районах Красноярского края, имеется в виду территория, которая по особенностям тектонического строения и географическому положению выделялась как Усть-Енисейский район [84] относится к середине 30 годов. Основанием послужило оценка этого района в числе перспективных на нефть и газ в связи с обнаружением здесь естественных выходов газа и нефти [75]. С целью изучения геологического строения и оценки перспектив нефтегазоносности района в 1936 г. была организована Усть Енисейская экспедиция ГГУ Главсевморпути. За период деятельности экспедиции (1936-1953 гг.) в результате выполненных работ, включающих в себя комплекс геофизических (гравиразведка, магниторазведка, сейсморазведка) исследований, геологической съемки, структурного и глубокого бурения, собран и обобщен значительный объем фактического материала по стратиграфии, тектонике и нефтегазоносности юрско-меловых отложений. Основным недостатком работ этого периода является малый объем региональных исследований. В этот период изучались отдельные площади (Малохетский вал и др.), а общее тектоническое положение района оставалось недостаточно ясным. Нефтепоисковые работы были прекращены, как экономически нецелесообразные, хотя проблема промышленной оценки нефтегазоносности
Красноярского края, которые проводились силами Игарской геофизической и Северной комплексной нефтеразведочной экспедициями (1956-1961гг.) в Енисей-Тазовском междуречье. В 1959 -1964 гг. НИИГА совместно с Красноярской конторой разведочного бурения начата геологическая съемка масштаба 1:200000 в сопровождении колонковым бурением. В этот же период рассматриваемая территория была покрыта аэромагнитной съемкой такого же масштаба. На основе исследований по стратиграфии, литологии, тектонике и нефтегазоносности, выполненных геофизических, геологических и тематических работ в период до 1961 г сделаны выводы о высокой перспективности севера Красноярского края[96].
В 1961г. в Енисей -Хатангском прогибе начинает проводиться глубокое поисковое бурение. В это время (вплоть до открытия месторождения) 1966 1974гг. на территории, которая в соответствии с современным нефтегеологическим районированием охватывает Пур-Тазовскую нефтегазоносную область (в пределах Красноярского края), по данным сейсморазведки МОВ с привлечением материалов грави - магниторазведки выявлены и исследованы в региональном плане структуры I порядка – Большехетский мегавал, Пендомаяхская впадина, Пакулихинская моноклиналь, и подготовлены к глубокому бурению 9 локальных поднятий: Сузунское, Токачинское, Чарское, Большелайдинское, Вадинское, Туколадинское, Ванкорское, Лодочное, Тагульское. Непосредственно на Сузунской площади подготовка локального поднятия сейсморазведкой МОВ осуществлена в 1968 1970 гг. В настоящее время здесь открыты: Сузунское (1972г.), Лодочное (1985г.), Ванкорское (1988г.) и Тагульское (1988г.) нефтегазоконденсатные месторождения. В 2010 году начата разработка Ванкорского месторождения. 1.2 Геологическое строения нижнемеловых отложений Сузунского нефтегазоносного района
В геологическом строении Сузунского нефтегазоносного района принимают участие метаморфические образования архейско-среднепротерозойского возраста, осадочные образования ранне-среднепалеозойского, позднепалеозойского раннемезозойского и мезозойско-кайнозойского возраста[78]. В работе приведена краткая характеристика только отложений нижнемеловой системы, так как они являются объектом исследования.
Согласно стратиграфической схеме 2003 г. [71], рассматриваемая территория изучаемого месторождения по нижнемеловым отложениям входит в состав Енисей-Хатангского фациального района (Малохетский подрайон), располагаясь вблизи границы с Тазовским фациальным районом (рис. 1.2).
Малохетский тип разреза (стратотип скважина Малохетская 10) вскрыт скважинами на Сузунской, Тагульской, Лодочной и Ванкорской площадях. В составе этого типа разреза выделяются (снизу-вверх): нижнехетская, суходудинская и малохетская свиты.
Методы литолого-фациального моделирования
На изучаемом объекте, выбраны опорные скважины - стратотипы, в которых фациальная принадлежность какой-либо части пласта определена по данным керна (гл.2.2). Затем после определения характерной формы каротажных диаграмм, их тип по аналогии установлен на других скважинах. На следующем этапе выполнена классификация характерных форм каротажных диаграмм ПС для продуктивных пластов. Анализ формы диаграммы ПС и анализ цикличности разреза позволил создать диаграмму электрофаций в каждой скважине. Затем проведена классификация фаций по характерным формам каротажных диаграмм, выполнен анализ последовательности залегания фаций в разрезе, выделенные литофации сгруппированы по предполагаемым свойствам коллекторов, характерным для описанных литофаций. Так как условия осадконакопления исследуемых отложений прибрежно-морские, полученные результаты позволяют обосновать фации в нижнехетских пластах по соседним скважин. Учитывая сходство соответствующих каротажных диаграмм, фации проинтерполированы по площади по аналогии со скважинами, охарактеризованными керновыми данными.
Проведено выделение поверхности несогласия по данным керна, с использованием методов ихнофациального анализа и каротажных диаграмм. Выделение поверхности несогласия по данным керна и каротажным диаграммам важно и для построения трехмерной модели пласта, так как на этом основании определяются параметры структурного каркаса и форма нарезки слоев внутри выбранных границ.
Затем автором проведена детальная корреляция отложений нижнехетской свиты по всей площади месторождения. С целью обоснования границ продуктивных пластов выделены хроностратиграфические поверхности
Для их выделения использованы каротажные диаграммы потенциала самопроизвольной поляризации (ПС), кажущегося сопротивления (КС) в логарифмическом масштабе, гамма-каротажа (ГК), индукционного каротажа (ИК), диаграммы кавернометрии. С помощью выполненных детальных схем корреляций и выявлению поверхностей “глоссифунгитов” по керну было установлено эрозионное срезание кровли пласта Нх-I, Нх-III по всему месторождению. По результатам этих работ разработана (К.Шенли) принципиальная модель строения резервуара отложений нижнехетской свиты исследуемого месторождения, которая положена в основу фациальной модели пластов. Пласты проиндексированы согласно стратиграфической схеме 2004 г Нх-I, Нх-III, Нх-IV, Нх-V[71] . Установлена схема формирования отложений нижнехетской свиты на исследуемом месторождении. Далее выполнен атрибутный анализ (А.А Натеганов) распределения ФЕС вдоль отражающих горизонтов Нх-I и Нх-III (единая индексация с продуктивными пластами) по данным сейсморазведочных работ 3D. Основой для построения являются прогнозные карты Нэфф по данным сейсморазведочных работ 3D, по которым выделены основные границы фациальных областей. Фациальная принадлежность этих областей определена после типизации каротажных диаграмм (ПС), в которых есть скважины с описанием керна. Для пластов, по которым нет прогнозных карт по данным сейсморазведочных работ 3D, за основу при распространении фаций по площади месторождения приняты карты Нэфф, полученные при трехмерном моделировании по этим пластам из кубов литологии.
В результате комплексного фациального анализа построены литолого-фациальные схемы продуктивных пластов: Нх-I, Нх-III, Нх-IV, Нх-V отложений нижнехетской свиты для временных срезов, характеризующих фации, внесшие наибольший вклад в формирование этих пластов и корреляционные схемы, отражающих смену фаций по разрезам скважин.
На базе анализа ассоциаций выделенных фаций и их последовательностей (смены фаций по разрезу) проинтерпретированы обстановки осадконакопления и проинтерполированы по площади работ.
Оценки ФЕС терригенных коллекторов с помощью выделения фаций, имеют один и тот же недостаток: данные, полученные по вертикальному разрезу скважины, затем осредняются и соотносятся с двумерной фациальной картой, которая отражает только какой-то определенный период в формировании пласта. Как уже отмечалось, современные методы динамического моделирования разработки предъявляют высокие требования к дифференциации геологического объекта по разрезу, поэтому для изучаемых отложений, в соответствии с определенными фациями были выделены пять классов - коллекторов с различными ФЕС, классы-коллекторов описаны ниже. Затем было проведено сопоставление классов – коллекторов с различными ФЕС с выделенными типами фаций. В построенных для всех пластов трехмерных геологических моделях, с целью адекватного распространения свойств как по латерали, так и по вертикали, реализован весь комплекс проведенных исследований. Для оценки закономерностей распространения классов коллекторов по площади продуктивная часть пластов была разбита на вертикальные интервалы, с учетом построенных литолого-фациальных моделей (гл.2.8), в каждом из которых вычислена доля встречаемых классов. Детализация ГМ, состоящая в обосновании дополнительных границ пласта учтено при построении структурного каркаса (его внутренней структуры) в трехмерной модели.
Выделенная эрозионная поверхность обусловила на последующей стадии построения структурно-стратиграфического каркаса 3D сеточной модели задание не традиционной пропорциональной нарезки слоев пласта Нх-I, а нарезки согласно подошве пласта со срезанием в его кровле, для более корректной межскважинной интерполяции литотипов и их ФЕС в пласте.
Несмотря на кажущуюся традиционность выполненных стандартных процедур построения литолого-фациальной модели отложений нижнехетской свиты методика ее реализации усовершенствована в деталях, которые имеют важное значение, и оказали большое влияние на конечный результат.
Усовершенствование методики построения литолого-фациальной модели, в первую очередь, связано с использованием методов ихнофациального анализа, а именно выделение поверхностей несогласия по комплексу: данные керна и материалы ГИС, которая детально описана в гл. 2.6. При выполнении литолого фациального моделирования рекомендовано использование методики В.С.
Муромцева[57], которая предполагает использование готовых фациальных образов по ПС. В данной работе представлена выделенная автором классификация фациальных образов по ПС, определенная по описанию керновых данных, что не противоречит широко используемой методике В.С. Муромцева, а расширяет ее применение для обстановок мелководного шельфа. Использование выделенной поверхности несогласия в виде статического репера при выполнении детальной корреляции не описано ранее в методиках литолого-фациального моделирования, для достоверного определения подошвы продуктивных интервалов на основе метода цикличности была выполнена корреляция неколлекторов от поверхности максимального затопления с использованием метода кажущегося сопротивления (КС). Одним из этапов построения литолого фациальной модели является проведение палеотектонического анализа по исследуемым отложениям, в данной работе этот метод не применим, так как кровля продуктивного интервала является эрозионной поверхностью и не может быть использована как поверхность выравнивания. Таким образом, установление поверхности несогласия и использование полученных данных практически на всех этапах литолого-фациального моделирования является усовершенствования методики построения литолого-фациального моделирования.
Анализ последовательности залегания осадочных фаций в разрезе
По керновым данным в литологическом отношении разрез представлен терригенными осадочными отложениями: песчаником (от тонко- до среднезернистого, иногда сильно карбонатизированным), аргиллитом, алевролитом, которые формировались в мелководно-морских условиях с терригенной седиментацией. По итогам седиментологической интерпретации к фациям-коллекторам отнесены песчанистые разности фации ближней части фронта дельты, фация верхней части берегового склона, фация нижней части берегового склона, фация биотурбированной части фронта дельты. Неколлекторские фации включают глинистые и алевритистые разности внешнего шельфа, фацию внутреннего шельфа, фацию дальней части фронта дельты и фацию перехода от берегового склона к шельфу. На рисунке 2.38 представлена классическая схема условий формирования пластов такого типа[89], на которой показано местоположение исследуемого месторождения на основании Осадки такого типа откладываются в период регрессии моря на береговом склоне, углы падения которого изменяются от 0.50 до 20. В наиболее приближенных к береговой линии участках в период трансгрессии моря происходит эрозионный размыв, возможен перенос и переработка сформированных отложений. В период наступления моря формируются горизонты трансгрессии, которые по данным керна представлены комплексом Glossifungites (глоссифунгиты) и отмечены почти по всем скважинам исследуемого месторождения в кровле пласта Нх- I и Нх-III.
Строение сиквенса, его литологический и палеонтологический состав и набор фаций зависят от суммы эвстатических колебаний уровня моря и тектонических колебаний земной коры. Таким образом, сиквенс - это фациальный циклит, который сформировался в течение одного этапа развития палеобассейна, за который бассейн приобретает необходимую глубину и заполняется осадками. Сиквенсы состоят из подразделений – трактов седиментационных систем (системных трактов) [63, 94]. Они представляют собой латеральные фациальные ряды, образовавшиеся в различных условиях седиментации. Выделяется тракт низкого стояния моря, трансгрессивный тракт (TST) и тракт высокого стояния моря (HST) и два типа сиквенсов (соответственно два типа их границ). Сиквенс первого типа содержит нижний, трансгрессивный и верхний системные тракты.
Его нижняя граница четкая и обусловлена значительным снижением относительного уровня моря. Сиквенс второго типа связан с замедлением скорости подъема относительного уровня моря и его стабилизацией. В нем отсутствует типичный тракт низкого стояния уровня моря, и вместо него при низком положении уровня формируется окраинно-шельфовый тракт, представленный пакетом парасиквенсов от проградационной до аградационной последовательности.
Комплекс выделенных фаций (гл.2.2) свидетельствует о том, что в берриасе на данной территории существовали прибрежно-морские условия осадконакопления с влиянием дельты. В нижнехетской свите выявлено три основных системы осадконакопления[95].
Морской ил и глинистые породы: осадочные породы, образовавшиеся при оседании взвесей и под действием потоков слабой плотности в условиях моря вблизи от крупного комплекса побережья/дельты.
Отложения берегового склона в условиях морского мелководья: иловатые породы, иловатые песчаники и песчаники с различными видами слоистости и биотурбации, которые откладывались под влиянием обширных волновых явлений в подводной прибрежной части вблизи от крупного комплекса побережья/дельты.
Горизонты трансгрессии: небольшие по объему пласты, которые характеризуются лагом раковин или внутренних обломочных пород, цементацией и остаточными комплексами из следов ископаемых организмов, которые откладывались в связке с крупной волновой эрозией при повышении относительного уровня моря.
Общие условия осадконакопления интерпретируются как проградационный морской фронт крупного осадочного комплекса, образованного дельтой с господством волн или прибрежной равниной.
Детальные схемы корреляции по всей площади с учетом данных по керну, помогли создать модель строения резервуара отложений нижнехетской свиты изучаемого месторождения (рис. 2. 39).
По результатам проведенных исследований по скважинным данным, с учетом ихнофациального анализа и данных керна и ГИС была построена литолого-фациальная схема пласта Нх-I (рис.2.40). [97] Рис. 2.39 Схема формирования отложений нижнехетской свиты изучаемого месторождения (К.Шенли,
Сейсмическая съемка в объеме 642 км2, покрывает всю площадь лицензионного участка[98]. Поэтому совместно с данными по скважинам (керн, ГИС, испытания и т.д.) для фациального районирования месторождения широко привлекались данные сейсморазведки 3D. Кроме структурных построений, на стадии ее интерпретации проведен углубленный динамический анализ, с целью привлечения сейсмических данных для прогнозирования областей развития коллекторов и их фильтрационно-емкостных свойств. А именно, качественный и количественный анализ сейсмических амплитуд и их атрибутов, включая акустический импеданс, который был рассчитан (автор А.А Натеганов) для этих целей в ходе акустической детерминистической инверсии с использованием ПО Veritas Humpson-Russell [77].
Современное развитие технологии сейсморазведки 3D практически не позволяет прогнозировать эффективные толщины 5-6 метров и менее [54]. При этом в этих же рекомендациях приводятся результаты статистического анализа проверки последующим бурением точности прогнозирования Нэфф по данным 3D сейсморазведки. На основании этого анализа установлены уровни абсолютных значений среднеквадратичных ошибок прогноза Hэфф для основных нефтегазоносных районов России. Для основных групп продуктивных горизонтов юры и мела Западной Сибири, при исключении 10% максимальных погрешностей, четко выявляется практически постоянный уровень среднеквадратичных погрешностей оценки эффективных толщин (Heff), равный 3±1.5 м (для статистического анализа авторами использовались результаты бурения по 10 площадям и 27 пластам).
Построение литологических моделей продуктивных пластов
Один из наиболее надежных способов проверки точности 3D ГМ является проверка бурением новых скважин и анализ результатов испытания скважин. Нефтяная залежь пласта Нх-I - пластово – сводовая, стратиграфически-экранированная Залежь вскрыта восемнадцатью скважинами, почти во всех получены безводные притоки нефти (от 7,2 м3/сут в скважине С-13 до 278 м3/сут в скважине С-19), в эксплуатационной горизонтальной скважине 970Г был получен приток 364,7 м3/сут на штуцере 11,5 мм. В скважине С-22 с глубины 2735-2739 (а.о.-2652-2659 м) получен приток пластовой воды дебитом 17.8 м3/сут при среднем динамическом уровне 1215 м. По результатам испытания скважины С-20, был получен приток нефти с водой – 44,3 м3/сут и 21,7 м3/сут соответственно, на 10 мм штуцере (интервал перфорации 2700-2715 (а.о.-2618,1 -2633,1м)). Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта изменяются от 2 до 22, 5 м.
Результаты испытания скважин подтверждают принятую модель распространения классов коллектора. Так по наклонной скважине (1052) проведено несколько испытаний раздельно нижнего и верхнего интервала пласта Нх-I. При испытании верхнего интервала получены стабильные притоки нефти, и по значениям КВД в этом интервале, проницаемость определяется на уровне 500 х 10-3 мкм2. Отдельное испытание нижнего интервала пласта не дало стабильных притоков жидкости – удалось лишь записать данные при свабировании. Также проведено испытание скважины 1052 совместно на оба интервала, с отработкой скважины на максимальной депрессии, создаваемой ЭЦН-1000-2000. При этом испытании получен дебит нефти в районе 1200 м3/сут, и по данным КВД после отработки следует, что весь приток получен из верхнего интервала пласта Нх-I т.к. определяемая проницаемость не изменилась, и сохранилась в районе 500 х 10-3 мкм2.
Полученные результаты хорошо согласуются с принятой в модели корреляции, по которой так же обнаруживается хорошая продуктивность верхнего интервала, и ухудшенная на несколько порядков продуктивность нижнего[73].
Можно утверждать о хороших прогностических свойствах распространения ФЕС на некотором расстоянии от скважин, та как по результатам гидродинамических исследований (КВД/КПД), так же как и по модели обнаруживаются зоны ухудшения ФЕС, которые влияют на характер восстановления давления при проведении ГДИ и соответствуют зонам отсутствия лучшего из выделенных класса коллектора.
Проведение гидродинамического прослушивания, так же установило между некоторыми скважинами наличие более тонких (в сравнении с общей толщиной пласта) пропластков, имеющих значительно более высокие проницаемости, чем в среднем по пласту, что соответствует наличию коллектора первого класса в модели.
Сузунский НГР является регионом со значительным ресурсным потенциалом. Несколько месторождений данной провинции уже находятся на стадии опытно-промышленной эксплуатации, активно ведется поиск и разведка. Для проектирования разработки месторождений и создания стратегий освоения региона необходима качественная геологическая основа, которая может быть получена на основе комплексирования всего объема геолого-технической информации и обоснованного научно-технического подхода. Создание детальной литолого-фациальной модели, на примере одного из месторождений, имеет теоретическое и практическое значение.
В результате проведенных исследований усовершенствована методика построения литолого-фациальных моделей на основе метода цикличности с учетом комплекса данных: седиментологического анализа керна (с применением анализа ихнофоссилий), ГИС и 3D сейсморазведки, для интерполяции коллекторов в залежах углеводородов и представлены результаты ее применения.
Использование методов фациального анализа и данных керна со 100% отбором материала позволило выделить поверхность несогласия в исследуемых пластах и определить механизм ее формирования, установлены перерывы в осадконакоплении в кровле продуктивных пластов нижнемеловых отложений нижнехетской свиты в Сузунском НГР, не представленные в региональных стратиграфических схемах нижнемеловых отложений Западной Сибири. С учетом типа поверхности несогласия выполнена детальная корреляция по скважинам, прокоррелированы как стратиграфические границы пластов, так и дополнительные, отражающие внутренние строения пластов.
Доказано, что пласт Нх-I является стратиграфически-экранированной ловушкой, сформированной в результате эрозионного срезания основного коллектора трансгрессивным несогласием, в то время как ловушки нижележащих пластов могут быть исключительно структурными. Структурный каркас 3D геологической модели пласта Нх-I построен с учетом эрозионной поверхности пласта, что является важным элементом при выборе способа вытеснения на гидродинамических моделях.
