Концептуальная геологическая модель пласта Ю1 на Западнолугинецком и Нижнелугинецком месторождениях

24.06.2018
Источник: Журнал «PROнефть»

Conceptual geological model for u1 and nijnelugineckoe fieldreservoir on Zapadno-lugineckoe 

УДК 550.8.072

А.Х. Абдразаков, Ф.Р. Грабовская, к.г.-м.н., Д.Г. Муртазин
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») 

Электронный адрес: Abdrazakov.Akh@gazpromneft-ntc.ru 

Ключевые слова: васюганская свита, пласт Ю1, палеореконструкция, фации, комплексный анализ данных, запасы, вариативный подход 

A.H. Abdrazakov, F.R. Grabovskaya, D.G. Murtazin 
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg 

The article indicates example of complex data analysis for geological structure comprehension for U1 reservoir
of Vasuganskaya formation. Special attention gives to Facies analysis which defines reservoir characteristics. Different seismic facies zones and prediction of reservoir net sand are based on dynamic interpretation of seismic data. Estimation of reserves was calculated on uncertainty parameters. Methodology is actual for optimization field development system and searching for new drilling sites.  

Keywords: Vasuganskaya formation, U1 resrvoir, paleoreconstruction, facies, complex data analysis, reserves, variable approach

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-2-26-30

Введение

На территории Томской области верхнеюрские пласты васюганской свиты характеризуются сложным геологическим строением, которое существенно влияет на выбор системы разработки и эффективность извлечения нефти. В связи с отмеченным особенно актуальна достоверная характеристика коллектора. Для решения этой задачи была построена концептуальная геологическая модель, сформированная на основе комплексных данных смежных направлений нефтяной геологии, таких как сейсморазведка, петрофизика, геофоизические исследования скважин (ГИС) и разработка [1]. Такая модель позволяет взаимно дополнять и подтверждать результаты исследований по каждому из направлений, тем самым получить максимально точное представление о геологическом строении месторождения.

В процессе построения концептуальной геологической модели Западно-Лугинецкого и Нижнелугинецкого месторождений были выполнены следующие работы.

1.    Восстановлена концептуальная седиментологическая модель пласта по результатам:

– анализа керна;

– типизации разнофациальных зон на основе данных ГИС.

2.    Определена характеристика коллектора по фациальной модели, построенной на основе анализа:

– петрофизической информации;

– данных ГИС;

– результатов сейсморазведки.

3.    Проведена оценка начальных геофизических запасов (НГЗ), включающая:

– вариативный подсчет НГЗ с учетом основных неопределенностей;

– выделение и оценку перспективных зон для эксплуатационного бурения. 

Концептуальная седиментологическая модель пласта

Анализ керновых данных

По данным изучения керна, отобранного из 25 скважин, выполнен литолого-фациальный анализ [2, 3], в результате которого выделены шесть трансгрессивно-регрессивных циклов осадконакопления (рис. 1). Границы циклов отмечены по локальным максимумам регрессивных уровней, соответствующих кровле и подошве пластов угля (или углистых аргиллитов).


Рис. 1. Схема эволюции ландшафтов по данным изучения керна

В строении васюганской свиты (пласт Ю1) выделяются две части разреза. Первая часть – пласты Ю13Б, Ю13А, которые формировались в условиях открытого мелководья

дельтовой равнины (наблюдаются увеличение размера зерен вверх по разрезу, хорошая сортированность песчаного материала),

вторая – пласты Ю1М, Ю12, Ю11, которые формировались в условиях дельтовой рав-

нины закрытого мелководья (отмечена плохая сортированность песчаного материала). Особенности смещения фациальных комплексов с I по III циклы свидетельствуют о постепенном обмелении бассейна седиментации. Медленное повышение уровня моря начинается с трансгрессии IV цикла и достигает максимума в баженовское время.

Анализ выполненных палеогеографических построений позволяет утверждать, что выдвижение лопастей дельты на регрессивных этапах II, III, IV, V циклов осадконакопления носило унаследованный характер.

Типизация по данным ГИС

Типизация разнофациальных зон по данным ГИС проводилась по методике В.С. Муромцева, основанной на форме показаний нормированной кривой метода потенциалов собственной поляризации aПС [4]. В качестве эталонных выбирались скважины, из которых был отобран керн. Затем проводилась корреляция по всем скважинам.

С учетом унаследованного характера осадконакопления, были локализованы и построены карты фаций для каждого пласта (цикла). Наибольший интерес представляют дельтовые отложения, поскольку именно с ними связано накопление наиболее мощных (до 14 м) коллекторов.

Концептуальная седиментологическая модель позволила локализовать и дифференцировать коллектор по типу осадконакопления. Это дает возможность осуществить более качественный подсчет запасов углеводородов за счет более точного определения параметров для каждой фации.

Характеристика коллектора на основе концептуальной модели

Петрофизическая характеристика

На основе фациальной дифференциации коллектора для пластов Ю11, Ю12, Ю1М были рассчитаны петрофизические зависимости

kпр=f(Кп) (kпр, Кп – коэффициент соответственно проницаемости и пористости), которые использовались для моделирования проницаемости в трехмерной модели.

 

Пласт Ю11, фация:

– дельтовых лопастей

kпр = 10(0,254971 × Kп – 3,12971),                             (1)

– высокодинамичной лагуны

kпр = 10(0,152182 × Kп – 2,34157),                             (2)

– низкодинамичной лагуны

kпр = 10(0,20375 × Kп – 2,87562).                              (3)

Пласт Ю12, фация:

– дельтовых лопастей

kпр = 10(0,340626 × Kп – 4,65623),                             (4)

– высокодинамичной лагуны

kпр= 10(0,240626 × Kп – 3,00563),                             (5)

–   низкодинамичной лагуны

kпр = 10(0,189512 × Kп – 2,6746).                              (6)

Пласта Ю1М, фация:

– дельтовых лопастей

kпр = 10(0,245082 × Kп – 2,95328),                             (7)

– высокодинамичной лагуны

kпр = 10(0,178186 × Kп – 2,45236),                             (8)

–   низкодинамичной лагуны

kпр = 10(0,204123 × Kп – 2,92997).                             (9)


Каждой группе пород, формировавшейся в разных палеогидродинамических условиях, соответствуют разные фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС). В таблице приведены средние начальные показатели по скважинам для разных типов коллектора (см. таблицу).


Примечание. Кн – коэффициент нефтенасыщенности,

h – эффективная толщина пласта.

В ходе лабораторных исследований керна определены ФЕС коллектора для разнофациальных зон. Наибольший интерес с точки зрения разработки представляют дельтовые отложения, так как с ними связаны лучшие ФЕС и относительно высокий дебит нефти.

Для прогноза структурного плана и выявления зон развития эффективных толщин в межскважинном пространстве был выполнен анализ сейсмических данных.


Анализ сейсмических данных

Анализ включал два основных этапа:

– оценку входящей информации;

–прогноз геолгического строения коллекторов по результатам динамической интерпретации. Территория Западно-Лугинецкого и Нижнелугинецкого меторождений полностью охвачена 3D сейсморазведкой, которая позволяет решать различные геологические задачи (картирование целевых отражающих горизонтов (ОГ), трассирование тектонических нарушений, зон выклинивания и литологического замещения) [5, 6]. В результате обработки сеймической информации были получены данные с высоким соотношением сигнал/помеха. Основной ОГ U1-1, приуроченный к кровле пласта Ю 1, уверенно прослеживается по всей площади исследований. Кроме того, дополнительно был прослежен ОГ U1-3, приуроченный к кровле пласта Ю 3. Данный ОГ отмечался по переходу от отрицательной фазы к положительной.

Анализ волновой картины в интервалах целевых пластов показал расширение фазы ниже ОГ U1-1 в местах увеличенных эффективных толщин пластов Ю 1 и Ю М. Построена карта временного интервала между ОГ U1-1 и U1-3, характеризующая временную толщину первых трех пластов данного интервала (рис. 2). Комплексный анализ эффективных толщин пласта Ю 1 и полученной карты показал коэффициент корреляции 0,7. Однако из-за высокой дисперсии точек на кросс-плоте следует с осторожностью относиться к данному параметру с точки зрения количественного прогноза.


Рис. 2. Карта временного интервала между ОГ U1-1 и U1-3 (а) и сейсмический разрез (б)

данного интервала (выделенная зона указывает на увеличение временных толщин)

В результате сейсмического анализа были выделены потенциальные зоны развития эффективных толщин в неразбуренных интервалах. Такие зоны представляют собой участки развития отложений дельтовых фаций (хороший коллектор) и относятся к краевым частям залежей, поэтому с ними связаны риски бурения. Для их оценки, а также для оценки НГЗ с учетом фациальной основы выполнено построение трехмерной геологической модели.

Построение трехмерной геологической модели

В трехмерной геологической модели интегрирован объем необходимой информации для достоверного отображения геологического строения месторождения. Геологическая модель позволяет решать следующие задачи:

– подсчет НГЗ углеводородов;

– планирование скважин;

– оценка рисков и неопределенностей;

– подготовка основы для гидродинамического моделирования.

Построение цифровой геологической модели включает следующие этапы:

1) создание базы данных, содержащей сведения о пробуренных скважинах (координаты устьев, направление траектории ствола), результаты интерпретации данных ГИС и корреляции разрезов скважин, данные испытания скважин;

2) построение структурного каркаса (сеток ячеек) на основе данных сейсморазведки и стратиграфических разбивок скважин;

3) создание трехмерных параметров геологической модели: кубов фаций, литологии, пористости, проницаемости и нефтенасыщенности.

Достоверно построенная геологическая модель является залогом повышения качества гидродинамических расчетов технологических показателей разработки, надежности и точности прогнозирования коэффициента извлечения нефти.

Оценка начальных геологических запасов

Вариативная оценка запасов

По результатам вариативной оценки подсчетных параметров получено распределение изменения НГЗ на Нижнелугинецком и Западно-Лугинецком месторождениях. Последний оперативный подсчет запасов Нижнелугинецкого месторождения показал, что они уменьшились на 5,5 %, Западно-Лугинецкого – увеличились на 18 %.

На Нижнелугинецком месторождении запасы уменьшились за счет изменения Кн, рассчитанного на основе J-функции с учетом разнофациальных зон. Основные вовлеченные в разработку НГЗ находятся под пробуренным фондом и характеризуются преобладанием хорошего коллектора. Поэтому для повышения эффективности нефтеизвлечения необходимо сконцентрировать внимание на базовом фонде. Запасы в неразбуренных зонах характеризуются плохими ФЕС и в настоящее время не представляют интереса для эксплуатационного бурения.

На Западно-Лугинецком месторождении прирост запасов связан с развитием эффективных толщин хорошего коллектора в южной и юго-западной частях месторождения. На основе изменения НГЗ оценены зоны, представляющие интерес для эксплуатационного бурения [7].

Оценка потенциальных зон для эксплуатационного бурения

Юго-западная часть Западно-Лугинецкого месторождения приурочена к зоне развития дельты и является наиболее перспективной для бурения (хороший коллектор, значительная эффективная толщина). Однако указанная зона является краевой частью месторождения и с ней связаны риски бурения. Для их оценки была постороена карта вероятности запасов, которая отражает их изменчивость относительно средней величины (рис. 3).


Рис. 3. Проектный фонд скважин на карте суммарных эффективных нефтенасыщенных толщин Hэф (а) и карта вероятности запасов (б)


По проектным скважинам были оценены прогнозные дебиты. Суммарная добыча составила 618 тыс. т. Для участка 1 (см. рис. 3) рассчитан вариант с горизонтальными скважинами, так как он дает возможность обеспечить более продолжительный безводный период работы скважин, а также более равномерную и полную выработку запасов. 

Заключение

В результате анализа геологического строения были получены следующие результаты:

– восстановлена седиментологическая модель, которая позволила локализовать и дифференцировать коллектор по типу осадконакопления; это дает возможность осуществить более качественный подсчет запасов углеводородов за счет более точного определения параметров для каждой фации;

– определены ФЕС коллектора на основе его фациальной принадлежности;

– выделены перспективные зоны развития эффективных толщин в неразбуренных интервалах по результатам комплексного анализа данных сейсморазведки и ГИС;

– построена цифровая геологическая модель на основе комплексных данных для достоверного отображения геологического строения месторождения;

– выполнены вариативная оценка и пересмотр НГЗ нефти;

– оценены зоны, перспективные для эксплуатационного бурения;

– сформирована геологическая основа анализа разработки.

Список литературы

1. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007. – 400 с.

2. Рединг Х.Г. Обстановки осадконакопления и фации. – Т. 1. – М.: Мир, 1990. – 352 с.

3. Кузнецов В.Г. Литология. Основы общей (теоретической) литологии. – М.: Научный мир, 2011. – 360 с.

4. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 260 с.

5. Шерифф Р.Е., Гелдарт Л. Сейсморазведка. Обработка и интерпретация данных. – Т.2. – М.: Мир, 1987. – 400 с.

6. Боганик Г.Н., Гурвич И.И. Сейсмическая разведка. – М.: Недра, 1980. – 551 с.

7. Роуз П. Анализ рисков и управление нефтегазопоисковыми проектами. – М.–Ижевск: ИКИ, 2011. – 304 с. 

Reference

1. Cosentino L., Integrated reservoir studies, Paris: TECHNIP ed., 2001, 400 p.

2. Reading H.G., Sedimentary environments: processes, facies and stratigraphy, Blackwell Publishing Limited, Second edition, 1986.

3. Kuznetsov V.G., Litologiya. Osnovy obshchey (teoreticheskoy) litologii (Lithology. Fundamentals of general (theoretical) lithology), Moscow:. Nauchnyy mir Publ., 2011, 360 р.

4. Muromtsev V.S., Elektrometricheskaya geologiya peschanykh tel – litologicheskikh lovushek nefti i gaza (Electrometric geology of sand bodies lithological traps of oil and gas), Leningrad: Nedra Publ., 1984, 260 p.

5. Sheriff R.E., Geldart L.P. Exploration seismology (Data-processing and interpretation), London: Cambridge University press, 130 p.

6. Boganik G.N., Gurvich I.I., Seysmicheskaya razvedka (Seismic prospecting), Moscow: Nedra Publ., 1980, 551 р.

7. Rose P.R., Risk analysis and management of petroleum exploration ventures, AAPG, 2012.


Авторы статьи:  А.Х. Абдразаков, Ф.Р. Грабовская, к.г.-м.н., Д.Г. Муртазин
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку