Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Краткая характеристика геологического строения и нефтегазоносности центральной части Западной Сибири
1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 10
1.2 Тектоническое строение и история тектонического развития 35
1.3 Нефтегазоносность 44
1.3.1 Основные сведения о нефтегазоносности Западной Сибири 44
1.3.2 Нефтегазоносность изучаемых районов Западной Сибири 52
Глава 2 Влияние литологической неоднородности пласта иа его добычные характеристики и ресурсную оценку
2.1 Вертикальная литологическая неоднородность 64
2.2 Латеральная литологическая неоднородность 73
2.3 Выводы 85
Глава 3 Существующие подходы к созданию трехмерных геологических моделей объектов, характеризующихся высокой изменчивостью свойств в условиях ограниченного объема скважинной информации
3.1 Общие сведения о методиках трехмерного моделирования. 86
3.2 Особенности создания структурного каркаса и набора используемых литологических типов 89
3.3 Стохастическое моделирование фаций на основе данных бурения и общих представлений о степени изменчивости отложений
3.4 Использование сейсмических данных при трехмерном моделировании 100
3.4.1 Обзор существующих методик интерпретации данных сейсморазведки 100
3.4.2 Существующие методики использования результатов интерпретации при построении трехмерных геологических моделей
3.5 Выводы 112
Глава 4 Создание фациальной основы для трехмерной геологической модели на примере отложений васюганской свиты южной части Александровского мсгавала (Кондаковский участок)
4.1 Идеология создания фациальной модели строения отложений 114
4.2 Общие сведения о геологическом строении отложений васюганской свиты южной части Александровского мегавала (Кондаковский участок)
4.3 Структурно-морфологическая модель строения отложений васюганской свиты
4.4 Характеристика продуктивных пластов по данным ГИС, геолого-геофизическая типизация отложений
4.5 Геологическое строение и фациальный состав отложений васюганской свиты
4.5.1 Криволуцкий палеовал 133
4.5.2 Трайгородская группа палеоподнятий 138
4.5.3 Приграничная седловина 142
4.5.4 Охтеурский палеовал 146
4.5.5 Проточная группа палеоподнятий 149
4.5.6 Основные результаты изучения керна 152
4.6 Прогноз распространения типов разреза в межскважинном пространстве 153
4.7 Литолого-фациальная модель строения отложений васюганской свиты в контексте условий их формирования
Глава 5 Построение трехмерных геологических моделей на основе литолого-фациальных карт
5.1 Методология и технология создания объемной литологической модели на основе карт распространения фациальных типов пласта
5.2 Построение куба литологии методом последовательного применения трендов
5.3 Создание трехмерной геологической модели отложений васюганской свиты Кондаковского участка
5.4 Построение трехмерных моделей распределения пористости и проницаемости
5.5 Основные выводы 189
Глава 6 Анализ эффективности применения методики создания трехмерных геологических моделей на основе фациальных карт
Заключение 205
Список работ автора по теме диссертации 207
Список литературы 208
- Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- Вертикальная литологическая неоднородность
- Особенности создания структурного каркаса и набора используемых литологических типов
Введение к работе
В центральной части ЗС НГБ на настоящий момент практически все крупные месторождения характеризуются уже заметной выработанностью запасов и суммарная добыча постепенно снижается. Естественным образом возникает вопрос о поиске объектов, способных это снижение компенсировать. Учитывая достаточно хорошо развитую инфраструктуру данного района, в поле зрения попадают такие объекты, опоискование, разведка и разработка которых ранее считалась нерентабельной из-за относительно небольших запасов и сложного геологического строения.
Общая тенденция постепенного уменьшения размеров и усложнения геологического строения вновь открываемых месторождений определяет все более высокие требования к детальности и достоверности изучения геологического строения территории, что в свою очередь требует разработки и применения новых технологий. Так, расцвет методов сейсмических исследований позволил осуществить их широкое внедрение при изучении межскважинного пространства. Сначала - для уточнения и детализации структурного плана, а потом - и изучения фильтрационно-емкостных параметров резервуара. Получение с помощью сейсмических методов структурных карт дало также новый импульс в применении палеоструктурного, палеотектонического и палеофациального методов исследования и прогнозирования на их основе свойств разреза пластов на закрытых территориях.
В настоящее время требования к детализации геологической модели и обоснованию заложения новых скважин еще более возрастают. Во многих нефтяных компаниях при заложении поисковых, а тем более - разведочных скважин принята практика расчета экономического эффекта от возможных результатов разработки рассматриваемого объекта. Иными словами бурение поисковой скважины проводится лишь тогда, когда с большой долей вероятности по результатам ее бурения может быть осуществлена экономически рентабельная разработка.
Это приводит к тому, что не только на разведочном, но и на поисковом этапе, когда в районе перспективного объекта подчас не имеется ни одной скважины, требуются детальные представления не только о его геологическом строении, но и, например, о возможности проведения на данном объекте мероприятий по интенсификации притока или по поддержанию пластового давления.
Как правило, при построении моделей геологического строения и оценке добычных свойств сложнопостроенных объектов проводится большой комплекс исследований, включающий изучение всего набора скважинного материала, в том числе - керна, результатов интерпретации геофизических исследований скважин (РИГИС), обработку и всестороннюю интерпретацию сейсмических данных, палеоструктурные построения, создание карт прогнозных параметров пласта и многое другое. Однако, как оказывается, все эти данные в разрозненном состоянии дают лишь поверхностный взгляд на строение объекта, а отдельные карты не отображают всей совокупности необходимых данных. Поэтому можно констатировать, что изучение геологических объектов в действительности требует более совершенных подходов, одним из которых на сегодняшний день является применение аппарата трехмерного геологического моделирования.
Современные программные средства трехмерного моделирования позволяют создавать сколь угодно сложные модели залежей. Однако недостаточное внимание, уделяемое изучению литолого-фациальных особенностей моделируемых резервуаров и неиспользование при построении трехмерных моделей всего имеющегося объема геолого-геофизнческих материалов, приводит к получению «формальных» результатов, неадекватных реальным объектам. Получаемые модели очень часто не отражают особенностей строения резервуара, которые определяют основные, важные для нефтяной геологии его качества, например, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), продуктивность, объемное распределение эффективных толщин н др. В процессе такого моделирования достоверные представления обычно просто подменяются результатами стохастических реализаций.
В случае работы с отдельными картами двухмерной модели, как и в случае «формального» построения трехмерных моделей, возникают значительные ошибки при оценке добычных свойств резервуаров, подсчете локализованных в них запасов и ресурсов углеводородов (УВ), выборе оптимальных точек заложения поисковых и разведочных скважин, а также создании оптимальных схем и параметров их разработки. Особенно остро эта проблема касается объектов, находящихся на поисковом и разведочном этапах геологоразведочных работ или на стадии начала эксплуатации, когда материалы глубокого бурения не создают необходимых представлений об изменчивости отложений.
В этой связи особенно актуальным становится вопрос построения адекватных трехмерных геологических моделей, учитывающих весь объем имеющихся геолого-геофизических данных о латеральной и вертикальной изменчивости резервуара, как в точках скважин, так и в межскважинном пространстве. Цель настоящей работы
Целью настоящей работы является создание объемных стохастических моделей геологического строения природных резервуаров Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗС НГБ), учитывающих полный перечень данных об их строении и литолого-фациальной изменчивости, и уточнение на этой основе их ресурсной оценки и добычных характеристик.
Основные задачи исследований
1. Рассмотрение влияния вертикальной и латеральной изменчивости пласта на оценку его ресурсной базы и добычных характеристик. Анализ возможности и эффективности учета изменчивости в рамках геологических моделей.
2. Рассмотрение существующих методик трехмерного геологического моделирования, полноты учитываемых ими геологических данных особенностей их применения в условиях недостаточного объема скважинной информации.
3. Создание оптимальной методики и технологии учета в трехмерной геологической модели литолого-фациальных особенностей строения природных резервуаров, которые позволят адекватно и с необходимой детальностью воспроизвести значимые для нефтяной геологии особенности вертикальной и латеральной изменчивости продуктивных комплексов.
4. Анализ возможности детализации геологического строения природных резервуаров и уточнения их ресурсной базы по результатам построения трехмерных геологических моделей на основе созданного методолого-технологического подхода.
5. Создание на основе выработанного подхода детальных адекватных трехмерных моделей нефтяных резервуаров Западной Сибири.
Фактический материал Основой диссертационной работы явились результаты исследований, проведенных автором лично, при его непосредственном участии или под его руководством в рамках производственных договоров и научных тематик ЗАО "МиМГО" им. В.А.Двуреченского. В работе использованы геолого-промысловые материалы и материалы ГИС более чем по 250 скважинам, описание и лабораторные исследования керна по 42 скважинам, в том числе выполненные автором лично (19 скважин), свыше 5000 пог км. сейсморазведки 2D и 650 км сейсморазведки 3D по отдельным площадям Западной Сибири. Большинство примеров в работе приводятся по Кондаковскому, Северо-Ноябрьскому, Выинтойскому, Южно-Выинтойскому, Сергинскому и Свободному участкам. Научная новизна
1. Впервые на примере юрских и нижнемеловых отложений Западной Сибири обоснована необходимость применения аппарата трехмерного геологического моделирования на поисковом и разведочном этапах геологоразведочного процесса на нефть и газ для детализации особенностей геологического строения природных резервуаров, уточнения их добычных свойств и оценки их ресурсной базы.
2. Разработана методика создания литолого-фациальных карт по взаимоувязанным данным глубокого бурения и сейсморазведки, ориентированных на прогноз строения, фильтрациошю-емкостных свойств и других добычных характеристик продуктивных пластов, и оптимизированных для использования при объемном моделировании в условиях недостаточного объема скважинных данных.
3. Впервые созданы методология и технология учета детальных литолого фациальных карт при трехмерном стохастическом моделировании. Они позволили с максимальной эффективностью и достоверностью использовать результаты комплексной интерпретации как 2D, так и 3D сейсмических данных при создании трехмерных моделей терригенных природных резервуаров и отобразить в них все значимые для нефтяной геологии особенности вертикальной и латеральной изменчивости отложений. 4. На основе разработанной методики созданы трехмерные геологические модели верхнеюрских и нижнемеловых отложений Западной Сибири, которые позволили значительно детализировать их геологическое строение и уточнить ресурсную оценку перспективных объектов и залежей. В том числе - выделить в пределах залежи объемы, различающиеся добычными характеристиками коллекторов, провести ранжирование запасов УВ по их приуроченности к этим объемам, что создало необходимые условия для детальной оценки экономических рисков, а также выбора оптимальных участков для заложения новых поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. Защищаемые положения
1. Трехмерное геологическое моделирование необходимо уже на ранних (поисковом, разведочном) этапах геологоразведочного процесса. Использование аппарата трехмерного геологического моделирования в условиях недостаточного объема скважинных материалов без литолого-фациальной основы некорректно.
2. Фациальные карты пластов васюганской свиты южной части Александровского мегавала (Кондаковский участок), созданные на основе данных глубокого бурения и сейсморазведки, содержат всю информацию о латеральной и вертикальной литологической неоднородности в межскважинном пространстве, а также условиях осадконакопления отложений горизонта Юь Они являются надежной основой для создания детальної! адекватной трехмерной геологической модели.
3. Эффективным и корректным способом использования фациальных карт в трехмерной геологической модели является создание на основе геолого-статистических разрезов объемных распределений вероятности наличия литологических типов, учитывающих достоверность фациального прогноза в межскважинном пространстве, и их применение в виде весовой составляющей на этапе литологического моделирования.
4. Трехмерные геологические модели объектов, находящихся на поисковом, разведочном и начальном эксплуатационном этапах, созданные на основе использования фациальных карт позволяют выделить -ловушки УВ, корректно оценить их параметры, объемы локализованных в них запасов и ресурсов УВ, добычные свойства пласта и выбрать оптимальное местоположение поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.
Реализация результатов исследований и практическое значение работ На основе результатов исследований автора созданы детальные трехмерные геологические модели нефтяных месторождений, приуроченных к резервуарам шеркалинской, васюганской, куломзинской ("ачимовская" толща), сортымской свит Западной Сибири, которые переданы нефтяным компаниям ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «РИТЭК», ЗАО «ЛУКОЙЛ АИК», ОАО «Газпром нефть». На основе данных моделей проведена детальная оценка запасов, с разделением их по добычным характеристикам. С использованием данных моделей осуществляется промышленная эксплуатация Сергинского, Средне-Хулымского, Выинтойского, Южно-Выинтойского месторождений, проводится доразведка Кондаковского, Западно-Покамасовского участков, ведутся поисковые работы на Северо-Ноябрьском участке. Подтверждаемость данных моделей результатами последующего бурения составляет более 80%.
Апробация работы и публикации Основные результаты исследований обсуждались на научно-технических советах ЗАО «МиМГО им В.А.Двуреченского», ОАО «РИТЭК», ОАО «Газпром нефть», ГУГР ОАО «ЛУКОЙЛ», ТПП «Когалымнефтегаз», докладывались на международных научно-практических конференциях «Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и странах СНГ. Геология, экология, экономика» (2006г.), «Тюмень-2007» (2007г.), на всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности» (2007г.), форуме информационных технологий «Landmark-2005» (2005г.). Результаты проведенных исследований по теме диссертации опубликованы в 5 статьях, 2 тезисах научных конференций, 8 производственных отчетах. На основе созданной в рамках исследований методики трехмерного моделирования получен Государственный патент Российской Федерации на изобретение № 2305301, а также международный патент на изобретение № WO 2008/041885 А1.
Структура и объем работы
Диссертационная работа содержит 225 страницы текста, состоит из 6 глав, введения и заключения. Работа иллюстрирована 68 рисунками, 12 фотографиями. Список
использованной литературы насчитывает 209 наименований.
Автор выражает огромную благодарность всему коллективу ЗАО "МиМГО" за помощь в написании данной работы, коллективу кафедры Литологии и морской геологии геологического факультета МГУ за многочисленные консультации и творческие дискуссии по вопросам, рассмотренным в работе, а также руководству ОАО "Томскнефть" ВНК за предоставленную возможность изучения кернового материала.
Автор благодарит к.г.-м.н. Т.Е.Ермолову (ЗАО "МиМГО)", к.г.-м.н. В.И.Биджакова, Е.В.Лебедкову (ОАО "ТомскНИПИнефть"), В.Л.Косорукова, В.Д.Спиридонову (МГУ) за помощь при изучении скважинного материала, С.М.Френкеля (ВНИГНИ), А.Д.Алексеева, О.А.Ходос, М.С.Булгакову (ЗАО "МиМГО"), к.г.-м.н. К.Е.Закревского (ОАО «ЛУКОЙЛ») за рассмотрение идейных и практических вопросов трехмерного геологического моделелирования, к.г.-м.н. А.А.Гусейнова, к.г.-м.н. В.Н.Колоскова, к.г.-м.н. Д.С.Кучерявенко, Г.М.Кочетовскую (ЗАО "МиМГО"), профессора В.Т.Фролова, профессора Е.Ю.Барабошкина, к.г.-м.н. С.В.Фролова (МГУ), доктора геол.-мин. наук А.Ф.Глебова, к.г.-м.н. И.Ю.Хромову, к.г.-м.н. А.А.Потрясова, К.Г.Скачека (ОАО «ЛУКОЙЛ»), к.г.-м.н. А.Ю.Сапрыкину (Fugro-Jason) за всестороннюю помощь при работе и обсуждении основных ее результатов.
Особую благодарность автор выражает Е.Н.Гавриловой, оказавшей огромную идейную, творческую и техническую поддержку на всех стадиях работы и способствовавшей ее окончательному формированию.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
К доюрскому основанию Западной Сибири относятся два комплекса: нерасчлененный протерозойско-палеозойский кристаллический фундамент и промежуточный вулканогенно-осадочный пермско-триасовый комплекс.
Породы протеуозойско-палеозойского кристаллического фундамента из всех изучаемых районов вскрыты только на Сергинском месторождении Сгргинского НГР, Западно-Котухтинском месторождении Вартовского НГР и площадях Александровского НГР.
На Сергинском месторождении отложения палеозойского фундамента составляют, в основном, метаморфические и метаморфизованные породы, представленные переслаиванием сланцев и кварцитов. Сланцы тальк-хлоритового состава серые, глинистые, плотные, окварцованные, местами углистые, с прожилками кальцита и вкрапленным пиритом. Кварциты зеленоватого цвета, массивные, крепкие, трещиноватые.
Трещины выполнены минеральным веществом, в основном, кальцитом. Вскрытая толщина пород фундамента около 60 метров.
На месторождениях Александровского НГР породы палеозойского фундамента представлены, помимо метаморфических и метаморфизованных осадочных, вулканогенно-осадочных пород, ещё и интрузивными и эффузивными образованиями от кислого до ультраосновного состава. Здесь скважинами на большинстве исследуемых площадей вскрыты разнообразные магматические, метаморфические и метаморфизованные породы палеозойского фундамента. К ним относятся: граниты, гранит-порфиры, гранит-аплиты, кварцевые порфиры, кварциты, базальты, базальтовые порфириты, диабазы, диабазовые порфириты, андезитовые порфириты, мигматиты, известковистые филлиты, биотитовые гнейсы, гранито-гнейсы, а также кварц-хлорит биотитовые, кварц-биотитовые, слюдисто-углисто-кварцевые сланцы, метаморфизованные известняки и др. Породы палеозойского фундамента как на Сергинском месторождении, так и на площадях Александровского НГР практически непроницаемы, за исключением верхней части разреза, где во многих скважинах, особенно в сводах структур, отмечается разуплотнение, наличие коры выветривания, представленной брекчевидными породами, сложенными обломками пород и глинами. Преобладающим является каолинитовый профиль выветривания. Мощность коры выветривания меняется от нуля до 100 м.
На Западно-Котухтинском месторождении Вартовского НГР в скв.150 вскрыты породы коры вывертивания. По описанию керна породы коры выветривания развиты по вулканическим туфам, пелитовым, светло-серым с зеленоватым оттенком, кавернозным, с включениями светло-зеленых и зеленых минералов, прозрачного кварца и белого альбита. Текстура флюидальная, мелкопузырчатая. Туф сложен обломками аргиллита и хлоритизированных пород, отмечены зеркала скольжения. Породы коры выветривания характеризуются наличием грубообломочной вулканической брекчии с глинистым цементом и с крупными обломками. Вскрытая мощность составляет 16 м.
В целом, породы палеозойского фундамента осложнены тектоническими нарушениями и имеют блоковое строение.
Отложения промежуточного пермско-триасового комплекса с угловым, стратиграфическим несогласием залегают на породах палеозойского кристаллического фундамента, причем заполняя его наиболее прогнутые, депрессионные участки (зоны рифтогенеза, палеопрогибы, палеовпадины и др.), являвшиеся зонами аккумуляции. В данных зонах в условиях прибрежной равнины, временами заливавшейся водой, происходило накопление преимущественно терригенных угленосных и эффузивно-осадочных пород.
Породы промежуточного комплекса вскрыты скважинами Сергинского месторождения, а также единичными скважинами изучаемых площадей Вартовского ИГР.
На Сергинском месторождении вскрыты породы туринской серии триаса, представленные туфами, туфогенными породами разного состава, мощностью до 30 м.
На Повховском (скв.105П), Ватьёганском (скв.1190/93, 182) и Западно-Котухтинском (скв. 150) месторождениях Вартовского НГР вскрыты породы пермско-триасового возраста.
Согласно описанию керна скв.105П Повховской отложения промежуточного комплекса представлены сланцами глинистыми, темно-серые с косой слоистостью.
В скв. 1190/93 и скв. 182 Ватьеганских вскрыта мощная толща (до 340 м) терригенных образований. Нижняя часть толщи (120 м) - сильно метаморфизированные монолитные, трещиноватые породы неясного состава (возможно хлорит-известковистого). Верхняя часть - чередование песчаников и аргиллитов. Песчаники темно-серые, мелко-, средне- и крупнозернистые, полимиктового состава, плотные, крепкие, трещиноватые. Аргиллиты темно-серые, зеленовато-серые, плотные и тонкоплитчатые, участками опесчанены.
По описанию керна скв. 150 Западно-Котухтинского месторождения отложения промежуточного комплекса представлены андезит-дацитовыми разностями в виде лавы, интенсивно измененными в результате хлоритизации, каолинитизации, сидеритизации. Встречаются зеркала скольжения.
Вертикальная литологическая неоднородность
Вертикальная изменчивость свойств играет огромную роль в строении природных резервуаров. Именно ей обязано своим существованием подавляющее большинство залежей УВ, величина сконцентрированных в них геологических запасов УВ, добычные характеристика пластов, коэффициент извлечения и другие параметры, а также возможность проведения геолого-технических мероприятий. Вертикальная изменчивость резервуара влияет на интегральные показатели, такие как связанность эффективных объемов, вертикальная проницаемость пласта и ее градиент. В свою очередь она определяется параметрами элементарных слойков (литологических типов), формирующих природный резервуар.
Одним из наиболее ярких примеров вертикальной неоднородности (расслоенности) является расчлененность пласта, когда в его строении выделяется чередование слоев, отличающихся по фильтрационным свойствам, в предельном случае — проницаемых и непроницаемых литологических разностей.
Наиболее высокие добычные показатели характерны для пластов, содержащих достаточно мощные литологически выдержанные (как часто говорят - "монолитные") коллекторы с высокими ФЕС. Такое строение обеспечивает соизмеримо высокие величины значений латеральной (параллельно напластованию) и вертикальной (перпендикулярно напластованию) проницаемости, что способствует как эффективному извлечению нефти эксплуатационными скважинами, так и эффективной реализации большинства методов поддержания пластового давления. Однако месторождения нефти в Западной Сибири, приуроченные к таким пластам встречаются достаточно редко. Гораздо чаще разрез пласта представлен закономерной сменой некоторого числа литологических типов, что приводит к заметному изменению ФЕС по разрезу пласта.
Для того, чтобы оценить влияние степени вертикальной расчлененности пласта на добычу нефти и геолого-экономическую оценку нефтегазовых объектов рассмотрим залежи нефти, приуроченные к пластам нижней части ачимовской толщи на Восточно-Перевальном и Выинтойском месторождениях.
Пласт Ачз Восточно-Перевального месторождения является поистине «жемчужиной» среди всех эксплуатируемых в данном регионе ачимовских пластов. Он представлен преимущественно "монолитными" песчаниками с редкими прослоями алевролитов, глин и вторичных известняков. Эффективные мощности пласта достигают 30 м, а открытая пористость коллекторов — 20,5%. В виду хорошей сортировки и невысокой глинистости песчаных коллекторов достаточно высокими значениями (20-ЗОмД) характеризуется и их проницаемость.
Залежь нефти в данном пласте была открыта по результатам бурения и испытания скважины 63. При испытании в эксплуатационной колонне в интервале 2989,0-2994,0 м получен смешанный приток жидкости дебитами нефти 17 м /сут и воды - 17 м /сут. Ещё одной высокодебитной скважиной-открывателышцей явилась скв.66. По результатам испытания в эксплуатационной колонне из пласта Ачз в интервале глубин 3015,0-3023,5 м был получен приток нефти с водой ( 3н=56м3/сут, QB=14M3/cyT). Все эксплуатационные скважины, пробуренные на пласт Ачз, свидетельствуют о его высоких коллекторских свойствах. В отдельных скважинах устойчивый первоначальный дебит нефти после ГРП составил более 70 т/сут. Отметим, что к настоящему моменту залежь пласта Ачзвп эксплуатируется более чем 30 скважинами.
По сравнению с пластом АчзВ Восточно-Перевального месторождения пласт АчзВ Выинтойского месторождения эксплуатируется только попутно теми скважинами, которые вскрыли пласт Ачіа - основной объект разработки - в глинистых фациях. Несмотря на то, что значение эффективных толщин пласта АчзВ составляет от 10 до 50 м, а среднее значение пористости коллекторских пропластков составляет 17 % (максимальное - 19,5%), наилучшие притоки без применения процедур интенсификации не превысили 3 м3/сут. Лучший же начальный результат проведения ГРП выражается получением 15т/сут флюида при 60% обводненности.
Столь резкое отличие результатов опробования двух рассмотренных пластов при в целом сходных обобщенных фильтрационно-емкостных характеристиках объясняется различием параметра расчлененности. Резкое отличие расчлененности наблюдается по каротажным данным (рис. 2.1) и подтверждается исследованиями керна (рис. 2.2,2.3).
Действительно, судя по данным керна и результатам интерпретации данных ГИС, пласт АчзБП включает мощные монолитные (массивные) слои средне-мелкозернистого песчаника, мощностью до 5-6 м, отдельные слои мелкозернистого песчаника с включением крупных глинистых окатышей. При этом глинистые непроницаемые пропластки практически отсутствуют. В пласте Ачз основное распространение имеют пачки переслаивания песчано-алевролито-глинистых отложений. Отдельные пропластки песчаников по мощности не превосходят 1,5 м. При этом они разделяются достаточно мощными глинистыми перемычками. (0,5 - 2м).
Особенности создания структурного каркаса и набора используемых литологических типов
Основой трехмерной модели является структурный каркас. Он состоит из пространственно и генетически увязанных наборов структурных поверхностей и разрывных нарушений.
В рамках трехмерной геологической модели структурные поверхности задают не только пространственную локализацию моделируемых объектов, но и пространственные характеристики напластовани элементарных слоев модели - ее "слоистость" [46, 176]. В реальных природных объектах именно характер напластования и слоистость осадочных пород определяют основные направления изменчивости литологических, петрофизических и фильтрационно-емкостных свойств резервуара [11, 20, 84, 160]. В трехмерной модели эти направления также задаются характером напластования элементарных ее слоев. Таким образом структурные поверхности опосредованно контролируют изменчивость моделируемых параметров внутри резервуара, который они ограничивают.
Отметим, что аппараты трехмерного моделирования в заметной мере ограничены в выборе характера напластования. Они обычно поддерживают три способа:
пропорциональное наслоение, отвечающее толще отложений с равным стратиграфическим объемом во всех участках площади, наслоение параллельное кровле резервуара, отвечающее ситуации разновозрастности подошвы комплекса,
наслоение параллельное подошве резервуара, отвечающее эрозионному типу кровли комплекса. Из сопоставления возможностей аппарата трехмерного моделирования и смысловой нагрузки структурного каркаса формулируется главное требование к используемым структурным поверхностям — их стратиграфичность [52,176].
Второе важное условие — это использование по возможности максимально большого набора стратиграфических структурных поверхностей. Особый интерес в этой связи вызывает рассмотрение влияния на модель стратиграфических горизонтов, отвечающих "скрытым" перерывам осадконакопления [14, 26, 62, 85, 176]. Рассмотрим в качестве примера строение пласта АСю черкашинской свиты (Kih-br) Средне-Хулымского месторождения, расположенного в пределах Западно-Ярудейской мегавпадины. Пласт сложен преимущественно песчаником и в целом имеет рециклитовое строение. В подавляющем большинстве скважин примерно в средней части разреза песчаной части данного пласта по данным ГИС и керна отмечено наличие небольшого по пощности (0,5-1,5м) "карбонатного" пропластка. Он представляет собой слой песчаника, вторично сцементированный кристаллическим кальцитовым цементом и разделяет пласт АСю на два отдельных резервуара АСю1 и АСю2. К сожалению, недостаток каменного материала не позволяет уверенно диагностировать его происхождение. Однако на его стратиграфичность указывают три обстоятельства. Во-первых, в структурном плане месторождение приурочено к крупному валообразному поднятию, которое сформировалось преимущественно в раннемеловое время [Беспалова 2005, Колосков 2005]. При этом "карбонатизорованный пропласток" в целом залегает конформно поверхности пласта. В этой связи его образование не может быть связано с карбон атизацией на палео уровне водонефтяного контакта (ВНК). Во-вторых, карбонатные пропластки, связанные с палео уровнями ВНК, преимущественно имеют доломитовый состав [Сахибгареев, 1989]. В третьих пропласток имеет многокилометровое распрострение, позволяющее ему разделять пласт на отдельные резервуары, что доказывается результатами испытаний скважин и интерпретации ГИС. Все это указывает на то, что его образование связано с устойчивым на площади и во времени процессом. Здесь можно предположить два варианта. 1. Цементация верхней части осадка в условиях перерыва осадконакопления [14, 143, 159, 160]. 2. Первичное накопление песчаной толщи и перекрывающей ее глинистой толщи (возможно, еще нескольких слоев осадка), диагененическая цементация верхней части данной песчаной толщи [172, 173], последующий размыв вышележащих отложений до уровня плотного крепкого карбонатизированного песчаника. В обоих случаях рассматриваемый известковый слой маркирует определенный стратиграфический уровень.
Учет или неучет в трехмерной модели данной стратиграфической поверхности приводит к принципиально различным результатам распределения литологии (рис. 3.1). В первом случае невозможно реализовать представления о гидродинамической разобщенности АСю и АСю Во втором их разобщенность реализуется автоматически. Ясно, что такое различие приводит и к принципиально отличным результатам гидродинамических расчетов и геолого-экономических обоснований схем разработки.
