Геологическая интерпретация и вовлечение в разработку распределительных каналов глубоководных отложений

24.06.2018
Источник: Журнал «PROнефть»

Deep-marine channels interpretation and development involve

УДК 550.8

М.Ю. Митяев, А.В. Буторин, А.В. Онегов, Р.Н. Асмандияров
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») 

Электронный адрес: Mityaev.MYu@gazpromneft-ntc.ru 

Ключевые слова: глубоководные отложения, подводные каналы, турбидиты 

M.Y. Mityaev, A.V. Butorin, A.V. Onegov, R.N. Asmandiyarov 
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg 

The work is connected with geological features of deep-marine channels in the case of oil fields of Nadim-Purovsky region. The aim was to understand the geological features with the help of geological and geophysical data in order of stiffening the value of consistency of the data.

On the basis of core analysis, well logging and seismic interpretation it was claimed that the geological concept is connected with the multiple aggradation cycles with the lateral migration. This claim was used in a found of geologi- cal model with the purpose to exclude the non-physical ways to history matching.

The results of the work can be used for the same geological objects with the purpose of considering the accurate ways of start and cumulative fluid production, pressure maintenance, infill drilling and well completions.

Keywords: deep marine sediments, submarine channels, turbidities

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-2-11-15 

Введение

В настоящее время сложные геологические условия обусловливают принятие принципиальных решений по способу заканчивания скважин и геолого-техническим мероприятиям.

Ключевым аспектом при принятии подобных решений может быть распределение значений проницаемости по площади и разрезу. Кроме проницаемости, существенное влияние оказывает связанность коллектора. Последняя может иметь специфический характер вследствие наличия анизотропии по проницаемости. Кроме того, существенная неоднородность коллектора может приводить к ошибочным трактовкам геологического строения и, следовательно, прогнозных параметров.

Отложения подводных каналов обладают сравнительно высокими фильтрационноемкостными свойствами (ФЕС) относительно свойств вмещающих пород. Например, среднее значение проводимости пласта kh (k – проницаемость, h – эффективная толщина пласта) может составлять около 0,55 мкм2×м. Для сравнения, в районах аккумулятивных прирусловых валов kh≈0,13 мкм2. При этом дебиты добывающих скважин, вскрывших указанные отложения, могут иметь не столь значимые отличия – соответственно 100-120 и 60-70 т/сут. Сравнение показателей вызывает необходимость выявить причины таких различий и возможные последствия для дальнейшей эксплуатации объектов. 

Объект исследования

Рассмотрено несколько месторождений Надым-Пуровского региона. Все объекты относятся к верхней части ачимовских отложений и характеризуются наличием транспортировочных каналов.

Генетически данные каналы являются началом образования турбидитных конусов выноса. Они могут иметь достаточно сложную геометрическую форму с наличием схожих с континентальными меандр. Длина канала составляет 7–15 км, видимая ширина согласно анализу сейсмических данных – 80–150 м (рис. 1).

 

Рис. 1. Фрагмент карты спектральной декомпозиции по пласту БП Вынгаяхинского месторождения

Помимо ярко выраженных геометрических характеристик подводные каналы имеют структурно-текстурные особенности. По данным анализа керна они связаны с наличием глинистых интракластов, увеличением зернистости вниз по разрезу внутри отдельных интервалов, косой слоистостью, характерной для наличия течений. На каротажных кривых подводные каналы отличаются увеличением показаний кривой самопроизвольной поляризации вследствие относительно высоких ФЕС в нижней части разреза и в некоторых случаях увеличением значений гамма-каротажа за счет наличия глинистых интракластов. Глинистые интракласты являются продуктом разрушения вмещающих пород и могут различаться по размеру, преимущественно их диаметр составляет около 3–5 см. Характерная толщина данных отложений также может изменяться от первых десятков сантиметров до десятков метров. Общие толщины подводных каналов на Меретояхинском месторождении в большинстве случаев составили 20 м, на Вынгаяхинском – от 20 до 45 м по отдельным скважинам (рис. 2).

Из рис. 2, а видно, что разрез представлен ритмичным чередованием проницаемых слоев толщиной несколько десятков сантиметров. При более детальном анализе кернового материала видны ритмы более мелкого масштаба толщиной 5–15 см. Такие ритмы позволяют рассматривать теорию наличия аградационной последовательности эродирующих друг друга каналов.

Данную теорию подтверждают также результаты эксплуатации скважин внутри единичного канала. Так, на Вынгаяхинском месторождении имеются факты отсутствия влияния нагнетательных скважин, переведенных из добывающего фонда, на близлежащие (500–1000 м) добывающие скважины. Кроме того, имеются результаты идентичной работы скважин с проведенным гидроразрывом пласта, но с эффективными нефтенасыщенными толщинами, различающимися в 2 раза. С целью более детального освещения строения пласта были собраны и проанализированы современные аналоги подобных систем осадконакопления.


Рис. 2. Выделение подводных каналов в скв. 605 Меретояхинского месторождения (а) и в скв. 77R Вынгаяхинского месторождения (б) по данным геофизических исследований скважин и керновому материалу

Современные аналоги подводных каналов

С целью установления возможности наличия нескольких эродирующих каналов были рассмотрены результаты детального сейсмического анализа на побережьях различных континентальных окраин.

На рис. 3 представлен фрагмент батиметрической карты глубоководного канала на востоыном континентальном склоне Южной Америки, а на рис. 4 – разрезы, полученные по данным батиметрических исследований района дельты р. Амазонки.

Результаты приведенных исследований позволяют сделать вывод о наличии систем меандрирования подводных каналов с извилистостью, близкой к извилистости континентальных флювиальных систем

[2, 3]. Очевидно наличие вертикальной аградационной эрозии каналов с латеральным перемещением (см. рис. 4). Выделены фациальные разности, аналогичные обсуждаемым выше аккумулятивным прирусловым валам и каналам.

 

Рис. 3. Фрагмент батиметрической карты глубоководного канала на восточном континентальном склоне Южной Америки [1]

Рассмотренные примеры, несомненно, являются гиперболизированными с точки зрения применимости к условиям формирования ачимовских отложений, однако типичными для глубоководных отложений. Подобные каналы имеются и в относительно небольших закрытых бассейнах (морях), однако являются слабоизученными. Это позволяет выдвигать гипотезы о схожем геологическом строении ачимовских отложений Надым-Пуровского региона. 

 

Рис. 4. Данные сейсмических исследований (а) и результаты интерпретации (б) вертикальной и латеральной миграции подводных каналов [1]

Решение задач геологии и разработки

Вышеописанные предпосылки особенностей геологического строения разреза легли в основу обоснования близких динамических (добычи нефти/жидкости, обводненности) и различных статических (эффективных нефтенасыщенных толщин, пористости, проницаемости) параметров в скважинах, расположенных на небольшом расстоянии друг от друга.

Согласовать динамические и статические параметры работы скважин позволила трактовка единичного сейсмического объекта на карте спектральной декомпозиции в виде нескольких объектов.

Для реализации расчетов были использованы методы объектного моделирования с вариативностью геометрических параметров отдельных каналов. Так, скважины с относительно низкими значениями ФЕС получили возможность работать с высокими показателями за счет применения гидроразрыва пласта и приобщения окружающих каналов (рис. 5).


Рис. 5. Фрагмент карты общих толщин фации подводных каналов района скв. 77R Вынгаяхинского месторождения 

Многовариантный подбор оптимальной ширины канала показал возможную вариацию совокупной ширины от 80 до 300 м, при видимой ширине аномалии на сейсмическом поле от 80 до 150 м (рис. 6). Карта, приведенная на рис. 6, является результатом спектральной декомпозиции сейсмических данных [5].

  

Рис. 6. Фрагмент карты спектральной декомпозиции по району скв. 77R Вынгаяхинского месторождения


Выводы

1. Проведена оценка района скв. 77R с использованием результатов изучения керна, электрофациального анализа, сейсморазведки и концептуальных представлений о геологическом строении по данным современных аналогов. 

2. Обоснована возможность наличия системы меандрирующих русел в глубоководных подводящих каналах при условии корректности входной информации. 

3. Реализация данной концепции позволила адаптировать геологическую модель к данным фактической работы скважин, не исключая из построений скважины с низкими либо чрезмерно высокими значениями толщин и проницаемостей, принять решения о проведении дальнейших мероприятий. 

4. В рамках интерпретации сейсмических данных, полученных в Надым-Пуровском регионе, подобные отложения были выделены практически на каждом активе.

5. Большая часть вовлекаемых в настоящее время схожих по геологическому строению районов относится к более дистальной части разреза в связи с наличием уверено выделяемых площадей конусов выноса вдоль развития распределительных каналов.

6.  Выполненный анализ позволяет уверенно трактовать сейсмические данные, результаты изучения керна и геофизических исследований скважин для оптимального вовлечения подобных фациальных разностей в разработку.

Список литературы

1.   Pirmez C. Growth of a submarine meandering channel-levee system on the Amazon Fan. – New York : Columbia University, 1994. – 1174 р.

2.   Straub K.M., Mohrig D. Quantifying the morphology and growth of levees in aggrading submarine channels // Journal of Geophesical Research. – 2008. – V. 113. DOI:10.1029/2007JF000896.

3.   Pirmez C., Flood R.D. Morphology and Structure of Amazon Channel // Proceedings of the Ocean Drilling Program, Initial Reports. – 1995 г. – V. 155. – Р. 23–45. – DOI:10.2973/odp.proc.ir.155.103.1995.

4.   Flood R.D., Piper D.J.W., Klaus A. Proceedings of the Ocean Drilling Program // Initial Reports. – 1995. – Т. 155. – Р. 591–633.

5.   Использование современных сейсмических алгоритмов анализа сейсмических данных для определения потенциала ачимовских отложений Ноябрьского региона / А.В. Буторин, Р.Р. Зиннурова, М.Ю. Митяев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 12. – C. 52–54.

 Reference

1.   Primez C., Growth of a submarine meandering channel-levee system on the Amazon Fan, New York: Columbia University, 1994, 1174 р.

2.   Straub K.M., Mohrig D., Quantifying the morphology and growth of levees in aggrading submarine channels, Journal of Geophesical Research, 2008, V. 113, DOI:10.1029/2007JF000896.

3.   Pirmez C., Flood R.D., Morphology and structure of Amazon channel, Proceedings of the Ocean Drilling Program, 1995, V. 155, рр. 23–45. DOI:10.2973/odp.proc.ir.155.103.1995.

4. Flood R.D., Piper D.J.W., Klaus A., Proceedings of the Ocean Drilling Program, Initial Reports, 1995, V. 155, рр. 591–633.

5.   Butorin A.V., Zinnurova R.R., Mityayev M.YU. et al., Modern seismic data analysis for estimation of Achimov formation potential in Noyabrsk region

(In Russ.), Neftyanoye Khozyaystvo = Oil Industry, 2015, no. 12, pp. 52–54.



Авторы статьи:  М.Ю. Митяев, А.В. Буторин, А.В. Онегов, Р.Н. Асмандияров
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку