Особенности подсчета запасов сложных литологически экранированных залежей на примере одного из месторождений ПАО «Газпром нефть»

24.06.2018
Источник: Журнал «PROнефть»

Reserve calculation features of complex lithological screened deposits shown on the example of one of Gazprom neft PJSC fields

УДК 550.8.072 

П.Ю. Белослудцев, В.З. Котова, Е.Е. Черепанов
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») 

Электронный адрес: Kotova.VZ@gazpromneft-ntc.ru 

Ключевые слова: геологическая модель, атрибуты, клиноформное строение, сейсмогеологическая интерпретация, горизонт БП12

P.Y. Belosludtcev, V.Z. Kotova, E.E. Cherepanov Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg 

In most cases, the existing simplified geological models do not correspond to the current level of geological knowledge. The authors also faced such contradiction when calculating the reserves of BP12 horizon of the Vyngayakhinskoye field.

The productive layers of the BP12 horizon were plane-parallel according to well logs in previous works. However, the new drilling started to contradict the existing geological model.

Clinoform structure was confirmed as a result of a new seismogeological interpretation of the horizon internal structure. Different seismic attributes taken directly from the reflective horizons BP1, BP 2 and BP 3 (BP) used to out line lithological bodies. Well correlation was performed taking into account all seismic data.

Generalized facies maps for the layers give a presentation about the distribution of the thickness and reservoir properties in traced lithological bodies.

A more correct estimation of hydrocarbon reserves of BP12 horizon was made using geological model based on local facial patterns.

Keywords: geological model, attributes, clinoform structure, seismogeological interpretation, BP12 horizon

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-2-22-25

Введение

С увеличением объема сейсмогеологической информации и повышением ее качества геологические модели длительно разрабатываемых месторождений, требуют пересмотра и уточнения. Как правило, происходящие изменения можно реализовать в ходе работ по пересчету запасов. В большинстве случаев существующие геологические модели не соответствуют современной степени изученности объектов. С таким несоответствием столкнулись авторы статьи при пересчете запасов пластов горизонта БП12 Вынгаяхинского месторождения.

Месторождение хорошо изучено разведочным, эксплуатационным бурением, 2D и 3D сейсморазведкой.

Новое бурение противоречило существующей сейсмогеологической модели: скважины с добычей оказывались за пределами залежей, водонасыщенные – в их границах, отмечались скважины, не удовлетворяющие гипсометрическому уровню водонефтяного контакта.

В предыдущих работах по подсчету запасов в пределах горизонта БП12 выделены три пласта: два нефтеносных БП121, БП122 и водоносный БП123, которые интерпретировались по данным ГИС и сейсморазведки как плоскопараллельные, однако, границы песчаных линз выделялись с применением данных 3D сейсморазведки.

В процессе пересчета запасов углеводородов впервые выполнена сейсмогеологическая корреляция внутреннего строения горизонта БП12, в частности пластов БП121 БП122 и БП123 (БП15). Сейсмические грани цы, соответствующие кровле и подошве пластов БП120, БП16, обеспечили основу для детальной корреляции скважин. По результатам сейсмогеологической интерпретации внутреннего строения горизонта БП12 (пластов БП121 БП122 и БП123(БП15)) подтверждено клиноформное строение (рис. 1).


Рис. 1. Пример сейсмогеологической интерпретации разреза

Формирование пластов горизонта БП12 происходило в неокомском морском бассейне в регрессивных условиях. Осадки поступали с востока и юго-востока. По мере заполнения бассейна и наращивания берега в сторону моря область аккумуляции осадков постепенно смещалась в западном направлении. Выделяются три основных этапа формирования горизонта (рис.2). Песчано-алевролитовый материал поступал в основном благодаря деятельности дельт речного типа [1]. Отложения дельт размывались и образовывались вдольбереговые валы и подводные конусы выноса, что подтверждено седиментологическим описанием керна.

Форма морского бассейна (пологий склон) и небольшое количество поступающего терригенного материала не позволили образовать классический шельф. Осадки каждого пласта горизонта откладывались на склоне и у его подножья [2]. После окончания формирования пласта БП12произошло относительное повышение уровня моря, район оказался вдали от источников сноса песчаного материала и пласты горизонта БП12 были перекрыты качественной глинистой покрышкой.

Пласты имеют сложное геологическое строение. Во всех случаях, вызывающих сомнение, детально просматривались вертикальные палеоразрезы по кубу инверсии и амплитуд.


Рис. 2. Схема формирования пластов горизонта БП12

С учетом данных сейсмической интерпретации в районе скв. 85R прослежен пласт БП15. На востоке он переходит в отложения пласта БП123, частично включает ранее выделявшиеся плоскопараллельные пласты БП121, БП122 и выклинивается в восточном – юго-восточном направлении. В связи с тем, что пласт БП15 числится на государственном балансе, а пласт БП123, является его аналогом, в данной работе индекс пласта БП15 в соответствии с сейсмогеологической моделью изменен на БП123 (рис. 3).

Рис. 3. Соответствие пластов БП15 и БП 3

С востока пласты БП121, БП122 и БП123 (БП15) ограничены зоной выклинивания. Эта граница уточнялась по слайсам куба амплитуд, картам атрибутов в интервале пласта и на вертикальных сечениях сейсмического куба (рис. 4). В разбуренных зонах границы уточнялись по результатам скважинной корреляции.

Рис. 4. Линии выклинивания, выделенные по данным сейсморазведки:

а – палеослайс по кубу импеданса в интервале пласта БП121; б – палеослайс по амплитудному кубу в интервале пласта БП212; в – акустический импеданс по отражающему горизонту БП312 (БП15)

Для отложений горизонта БП12, кроме клиноформного строения, характерна сложная литология, свойственная прибрежно-морской обстановке осадконакопления.

Для оконтуривания тел применялись атрибуты непосредственно

по отражающим горизонтам БП121 БП122 и БП123 (БП15), атрибуты в различных окнах и палеослайсы вверх/вниз от ниже или вышележащих отражающих горизонтов. Обобщенные фациальные карты по пластам дали представление о распределении толщин и свойств коллектора в прослеженных литологически экранированных телах (рис. 5). Для более корректного построения карт толщин применялись карты песчанистости, для которых использовался тренд с целью сохранения высоких значений песчанистости внутри палеоканала, в зонах глинизации задавались минимальные значения этого параметра. Откорректированные карты толщин позволили получить истинное представление о геологии пласта.

Значительные изменения геологических моделей не привели к потере объемов пластов, произошло их перераспределение. Увеличение толщин на 27 % привело к увеличению нефтенасыщенного объема на 12%. Это связано с новыми подходами к построению карт толщин. Новая петрофизическая модель дала возможность уточнить значения пористости, нефтенасыщенности и проницаемости. В результате была выполнена более корректная оценка запасов углеводородов, прирост % геологических запасов категории AB1 составил 7     , категории B2 – 20 %.


Рис.5. Принципиальная модель пластов БП 1 (а), БП 2 (б)и БП 3 (БП ) (в) горизонта БП

Заключение

Седиментологический анализ, региональные и фациальные закономерности, сейсмический материал хорошего качества позволили определить условия формирования отложений горизонта БП12 и создать принципиально новую геологическую модель. Основные отличия построенной модели заключаются в клиноформном строении горизонта, числе залежей, изменении их конфигураций, площадей нефтеносности и средних нефтенасыщенных толщин.

Уточнение геологических моделей месторождения необходимо на каждом их жизненном цикле, особенно на поздней стадии разработки. Это позволит корректно оценить остаточные геологические и извлекаемые запасы углеводородов, принять решения о дальнейшей рациональной разработке, вести правильный учет добычи и снизить риски бурения неэффективных скважин, что обеспечит сокращение затрат.

Список литературы

1.   Обстановки осадконакопления и фации: В 2-х Т. 1: Пер. с англ./Под ред. Х. Рединга. – М.: Мир, 1990. – 352 с.
2.   Sequence Stratigraphy / Еdited by D. Emery, K. Myers; with contributions from G. Bertram...[et al.]. – Oxford: Blackwell Science Ltd., 1996. – 263 p.  

Reference

1. Reading H.G., Sedimentary environments: processes, facies and stratigraphy, Blackwell Publishing Limited, Second edition, 1986.
2.   Sequence stratigraphy: edited by Emery D., Myers K., Oxford: Blackwell Science Ltd., 1996, 263 p.


Авторы статьи:  П.Ю. Белослудцев, В.З. Котова, Е.Е. Черепанов
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку