Комплексная интерпретация данных сейсморазведки для прогноза распространения песчаных тел и повышения эффективности бурения

Р.И. Абдрахимов, Р.Р. Галиев, Д.Д. Сулейманов
Т.С. Усманов, к.х.н. (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)
И.С. Афанасьев, к.ф.-м.н. (ОАО «НК «Роснефть»)

Введение
В Западной Сибири неокомский разрез сформировался за счет постепенного бокового заполнения обломочным материалом сравнительно глубоководного морского бассейна. Для основной территории источником обломочного материала служило восточное обрамление плиты. Заполнение бассейна осадконакопления происходило на фоне постоянного погружения региона. Все это обусловило клиноформное строение разреза [1].

Приобская нефтеносная площадь, размеры которой составляют более 6 тыс. км2, является уникальным объектом для исследований геологического строения клиноформных комплексов.

Основная площадь месторождения разрабатывается тремя недропользователями (ОАО «Газпром-нефть-Хантос», ООО «РН-Юганскнефтегаз», НАК «Аки-Отыр»). Запасы углеводородов сосредоточены в пластах группы АС (АС7-АС12), в меньшей степени – в отложениях ачимовской толщи, а также в верхнеюрских интервалах. Основными объектами разработки являются пласты АС10-АС12, залежи в которых литологически экранированы, водонефтяной контакт (ВНК) отсутствует. Палеогеографические обстановки формирования пород, в которых выявлены залежи, сменяют друг друга в западном направлении от прибрежно-морских, шельфовых, склоновых до глубоководных [2].

Изменение коллекторских свойств пород зависит от удаленности тех или иных фаций от кромки палеошельфа. Коллектор в восточной части характеризуется относительно высокой проницаемостью ((6-10).10-3 мкм2), хорошей связанностью и выдержан по площади (шельфовый тип), в западной – слабо связан, низкопроницаем ((1-3).10-3 мкм2) и крайне изменчив по латерали (глубоководный тип).

В условиях отсутствия в залежах свободной воды основной задачей геологического сопровождения разработки месторождения является прогнозирование развития коллектора как по площади, так и по разрезу. Если для отложений в области палеошельфа поиск решения не вызывает затруднений вследствие выдержанности нефтесодержащих интервалов, то для глубоководных образований ситуация коренным образом отличается. Продуктивная часть разреза сосредоточена в небольших по размеру, литологически экранированных линзах, слабо связанных между собой, и, на первый взгляд, «хаотично разбросанных» по площади. В связи с этим бурение новых скважин сопровождается значительными рисками неподтверждения прогнозных эффективных нефтенасыщенных толщин коллекторов. На более ранних этапах разбуривания месторождения риски компенсировались природным фактором: над глубоководными отложениями пласта АС12 всегда присутствовали выдержанные по площади пласты АС10 и АС11. В областях бурения новых скважин продуктивные интервалы полностью представлены глубоководным типом отложений пласта АС12, и для достоверного прогноза необходим комплексный анализ всех имеющихся данных.

Одной из таких площадей является Горшковская (рис. 1), расположенная в северной неразбуренной части Приобского месторождения, где сосредоточено более 1 млрд. т геологических запасов нефти и запланировано бурение около 2000 скважин. Рассматриваемая территория занимает площадь 700 км2, изучена 48 разведочными скважинами, в которых проведен полный комплекс геофизических исследований скважин (ГИС), по 9 скважинам имеется керновый материал, пригодный для литологического описания. Кроме того, в 2008-2009 гг. Была проведена сейсмическая съемка 3D высокого качества общей площадью 1400 км2.

В результате детальной корреляции, в процессе проведения которой активно использовались результаты сейсморазведки 3D, в горизонтах АС10-АС12 были выделены шесть продуктивных пластов: АС100(2), АС101-3, АС110, АС111, АС120-1 и АС122-5 (про-токол ГКЗ РФ № 1989 от 19.08.09 г.).

Для прогноза распространения песчаных тел проведен комплексный анализ результатов интерпретации данных сейсмических и геофизических исследований.
1. По данным региональных исследований устанавлены общие особенности осадконакопления региона.

2. В разбуренной части месторождения в результате электрометрического анализа данных ГИС с при влечением макроописания керна выделены фациальные зоны.

3. При наличии сейсмических данных на участках выделены сейсмоклассы на основе кластерного анализа волновой картины сейсмотрассы в пределах рассматриваемого продуктивного пласта.

4. Для разбуренной части, по которой имелись данные сейсмических исследований 3D, выполнен анализ согласованности выделения фациальных зон по результатам сейсмо- и электрофациального моделирования, т.е. подбирался такой набор сейсмофаций, который воссоздавал картину распределения фаций, наиболее близкую к данным электрофациального моделирования.

5. Выделенные сейсмофации были объединены на карте в более крупные зоны, характеризующиеся особенностями осадконакопления. Для более надежного выделения таких зон при необходимости проводился подробный анализ по пропорциональным срезам.

6. Для неразбуренных зон месторождения построены карты сейсмических атрибутов, наиболее тесно связанные с толщиной коллектора в разведочных скважинах. При этом для каждой выявленной и закартированной сейсмофации был найден свой сейсмический атрибут.

Отдельно для каждой сейсмофациальной зоны по скважинным данным и найденным атрибутам построены карты эффективных толщин, которые затем «сшивались».

В качестве примера рассмотрим результаты построений по пласту АСАС110.

Региональные исследования и литологофациальный анализ
Формирование клиноформных комплексов происходило в процессе бокового заполнения бассейна. В периоды трансгрессий, при относительно быстром подъеме уровня мирового океана и значительном удалении береговой линии накапливались глины региональных пачек, залегающих в основании регио- нальных клиноциклитов (пимская, сармановская, покачевская и др.). Основная же часть объема осадков накапливалась в периоды регрессий, сопровождавшихся лавинной седиментацией.

Речная система привносила в мелководную область палеобассейна осадки, которые впоследствии сортировались и отлагались под действием вдольбереговых течений. Часть материала перемещалась в погруженную область по каналам транспортировки под действием гравитационных сил и формировала конусы выноса (А.А. Нежданов, 2000 г.).

На территории Приобского месторождения снос обломочного материала осуществлялся в западном направлении. Кромка палеошельфа, закартированная по результатам интерпретации данных сейсморазведки 3D, ориентирована в северо-восточном направлении. По результатам литологического описания керна скважин область западнее кромки шельфа представлена отложениями донных течений, оползневыми пачками, песчаниками лопастей конуса выноса, что соответствует погруженной части палеобассейна. Зона восточнее кромки сложена песчаниками с волнистой слоистостью, отвечающими области палеошельфа.

Результаты анализа материалов ГИС подтверждают данные изучения керна. Для восточной части кривые ГИС имеют четкую регрессивную форму, для западной – сильно изрезаны (пачки с эрозионными границами).

По данным анализа керна и материалов ГИС были закартированы области, имеющие схожие особенности по амплитуде сигнала [3].

Сейсмофациальный анализ. Построение карт сейсмофаций
Анализ формы сейсмических трасс показал, что по площади она не постоянна и реагирует на смену фациальных зон. Проблема заключается в выборе числа классов (типовых сейсмических трасс). Задача была решена следующим образом. Нижний предел числа классов (не менее восьми) установлен по результатам анализа скважинной информации, поскольку седиментологическая модель должна уточняться. Так как площадь разбурена по редкой сетке скважин, высока вероятность того, что не все зоны вскрываются скважинами. Не представляется возможным определить, являются ли эти зоны продуктивными, однако их необходимо учитывать. С целью определения оптимального числа классов был использован статистический подход. Для этого были рассчитаны карты сейсмофаций с числом классов от 5 до 30 и коэффициенты корреляции между типовыми сейсмическими трассами. По мере увеличения числа классов фактически исчезает различие между «наиболее похожими» трассами, одновременно уменьшается разница между «наименее похожими» типовыми трассами. Другими словами, возникает некий «эффект насыщения», и дальнейшее увеличение числа классов не приводит к уточнению геологического строения. Таким образом, достижение «эффекта насыщения» установлено при числе классов, равном 15.

На карте сейсмоклассов (рис. 2, а) границы цветовых зон в правой части ориентированы на северовосток, в левой — вытянуты в западном направлении, в центральной – имеют сложную форму. Такая ориентировка границ хорошо согласуется с представлениями об осадконакоплении пласта: обломочный материал в области палеошельфа был ориентирован вдоль кромки за счет действия вдольбереговых течений, в погруженной части бассейна – перпендикулярно кромке за счет действия гравитационных потоков. Сопоставление полученной карты с результатами интерпретации данных ГИС позволило исключить зоны, в которых вскрыт неколлектор, а также области, которые не вскрыты скважинами (рис. 2, б). В результате по оставшимся зонам можно закартировать границу замещения коллекторов, а направленность границ классов при построении прогнозных карт эффективных толщин позволяет оценить ориентировку песчаных тел по площади.

Построение прогнозных карт
Атрибуты рассчитывались с учетом деления на фациальные зоны. В идеальном случае для каждой фации должен быть определен собственный атрибут.

Однако, поскольку площадь разбурена по редкой сетке скважин, провести столь детальный анализ не представляется возможным. В связи с этим атрибуты рассчитывались только по двум крупным фациальным зонам: глубоководной и шельфовой. Максимальная степень корреляции с эффективной толщиной коллектора для глубоководной части достигнута при использовании атрибута «Среднее значение по огибающей», в шельфовой части – атрибута «Минимальное значение по кубу амплитуд». С помощью полученных зависимостей толщина – атрибут карты атрибутов были пересчитаны в карту эффективных толщин.

В дальнейшем по данной методике были построены карты начальных нефтенасыщенных толщин по всем шести выделенным пластам: АС100(2), АС101-3, АС110, АС111 , АС120-1 и АС12 2-5. Максимумы развития толщин коллекторов смещены относительно скв. 617Р, 1013Р на север, в область, ограниченную скв. 616Р, 1017Р и 1015Р (рис. 3). В результате была скорректирована приоритетность бурения кустов на ближайшие 5 лет. Так, кусты в районе скв. 617Р и 1013Р, ранее классифицировавшиеся как перспективные (см. рис. 3, а), попадают в область неблагоприятных толщин. Вскрытие повышенных толщин ожидается в узкой полосе по линии скв. 1015Р, 1010Р и 420Р.

В целом новая карта прогнозных эффективных нефтенасыщенных толщин существенно отличается от ранее использовавшейся (см. рис. 3) и при прочих равных условиях является более достоверной, по- скольку при ее построении, помимо скважинных данных, использовались результаты сейсморазведки 3D и учитывались особенности осадконакопления пластов.

Выводы
1. Эффективность прогноза развития коллекторов достигается благодаря детализации геологической модели за счет комплексного анализа информации о месторождении: представлений об осадконакопле- нии пластов, скважинных данных, результатов сейсморазведочных работ 3D.

2. Использование рассмотренного подхода позволяет минимизировать риски при эксплуатационном бурении, эффективнее планировать мероприятия по доразведке месторождения.

Список литературы
1. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-лит-мологический аспект/Ю.Н. Карагодин, С.В. Ершов, В.С. Сафонов [и др.] – Новосибирск: СО РАН НИЦ ОИГГМ, 1996 – 252 с.

2. Прогнозирование нефтегазоносности в низкопроницаемых коллекторах клиноформных осадочных образований нижнего мела в Кондинско-Приобской нефтегазоносной зоне/Т.В. Крючкова, В.П.Игошкин, В.П. Куклин, Г.И. Давиташвили// SPE 116955. – 2008.

3. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 259 с.