close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Структурно-фациальные неоднородности и прогноз продуктивности юрских отложений Верхнеляминского вала (Западная Сибирь)

код для вставкиСкачать
На правах рукописи
Бронскова Елена Ивановна
Структурно-фациальные неоднородности и прогноз
продуктивности юрских отложений
Верхнеляминского вала (Западная Сибирь)
Специальность: 25.00.12 – Геология, поиски и разведка нефтяных
и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата геолого-минералогических наук
Москва – 2018
2
Работа выполнена в ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
Научный руководитель:
доктор геолого-минералогических наук, профессор,
Бочкарев Анатолий Владимирович
Официальные
оппоненты:
доктор геолого-минералогических наук, профессор,
Гольчикова Надежда Николаевна,
ФГБОУ ВПО «Астраханский государственный
технический университет», зав. кафедрой
геологии нефти и газа
кандидат геолого-минералогических наук, доцент,
Дроздов Владислав Владиславович
ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный
университет»
Ведущая
организация:
Акционерное общество «Институт геологии и
разработки горючих ископаемых» (АО ИГиРГИ),
г. Москва
Защита диссертации состоится « __» _______ 2018 года в 10-00 часов на
заседании диссертационного совета Д 212.200.02 при ФГБОУ ВО РГУ «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина», по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский пр-т, д.65.
С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ФГБОУ ВО
РГУ «Российский государственный университет нефти и газа (национальный
исследовательский университет) имени И.М. Губкина», по адресу: 119991, г.
Москва, Ленинский пр-т, д.65 и на сайте университета http://www.gubkin.ru.
Автореферат разослан «___» __________ 2018 г.
Ученый секретарь диссертационного совета,
кандидат геолого-минералогических наук, доцент
Л.В.Милосердова
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. Эффективное решение проблем, возникающих при переходе от простых пликативных моделей строения природных резервуаров к сложным
разломно-блоковым и русловым моделям невозможно без внедрения принципиально
новых методологических и технологических приемов в области интегрирования данных
бурения, ГИС и сейсморазведки. В связи с этим в Западной Сибири и других регионах
нефтегазовые компании переходят на постоянно действующие геолого- гидродинамические модели сложных по строению залежей нефти и газа, достоверность которых
напрямую зависит от решения вопросов тектонической и литолого-фациальной неоднородности строения продуктивных пластов.
При этом практикующими геологами при освоении месторождений нефти и газа
еще в недостаточной мере использован огромный накопленный фактический материал,
указывающий на масштабное проявление на нефтегазоносных объектах неопределенности структурно-тектонических особенностей и неоднородности распределения
свойств и состава продуктивных пород по простиранию и в разрезе природного резервуара различного типа. В связи с этим работа направлена на решение важной для нефтегазовой промышленности Западной Сибири проблемы – оценки влияния особенностей
структурного, геолого-петрофизического и литолого-фациального строения юрских отложений на формирование надежных цифровых геолого-гидродинамических моделей
месторождений.
Целью исследований является изучение влияния неопределенности строения
сложнопостроенных резервуаров нефти и газа и неоднородности свойств юрских продуктивных отложений на создание достоверных геологических моделей месторождений
углеводородного сырья.
Основные задачи исследований:
- Оценить влияние степени изученности и освоения месторождения на достоверность модели; изучить строение и литолого-петрофизические свойства юрских продуктивных пластов исследованных территорий и месторождений;
- установить основные показатели, ответственные за изменение модели и
запасов месторождений;
- исследовать влияние структурно-тектонической неопределенности и литологофациальной неоднородности пластов на дифференциацию структуры запасов углеводо-
4
родного сырья месторождений, на обоснование границ (контуров нефтеносности) залежей и уровней ВНК в пределах зон тектонической, петрофизической и литологофациальной изменчивости пород;
- обосновать выделение и прослеживание по простиранию сбросов и сдвигов;
- выполнить прогноз палеогеографических условий формирования юрских отложений рассмотренных территорий;
- предложить рекомендации по размещению ГРР, минимизирующие неопределенности строения и неоднородности свойств продуктивных пластов сложно построенных
объектов.
Научная новизна выполненных исследований состоит в следующем:
- впервые для юрских отложений рассмотренных территорий Западной Сибири
разработан новый концептуальный подход к геологическому моделированию выявленных в юрских низкопроницаемых коллекторах палеорусловых каналов, палеодельт и
разрывных нарушений с обоснованием их параметров и горизонтальных ВНК в зонах
неопределенности строения и неоднородности состава и свойств пород;
- установлена закономерная связь между достоверностью геологических моделей
и степенью изученности, освоенности и сложностью строения месторождений;
- выявлены закономерные изменения состава, структуры и свойств породколлекторов в пределах русловых и зарусловых фациях, на участках залежи с повышенной продуктивностью пласта, установлено соответствие палеорельефа поверхности
каждого пласта и положения палеорусел рек и палеодельт;
- выделены и прослежены в структуре разломно-блокового строения юрских
отложений трассы разрывных нарушений с обоснованием их параметров; впервые установлено в присбросовом пространстве закономерное изменение свойств пород и
зональность типов коллекторов в юрских терригенных отложениях;
- минимизированы неопределенности сложнопостроенных геологических моделей
и выполнено методическое обеспечение достоверности структуры углеводородного
сырья месторождений разной степени изученности с конкретными рекомендациями по
размещению проектных скважин различного назначения и по доизучению разреза
юрских отложений с учетом развития палеорусловых и палеодельтовых фаций, а также
присбросовой зональности типов коллекторов.
5
Основные защищаемые положения:
1. Разработанные концептуальные палеорусловые и палеодельтовые геологические
модели на основе анализа литолого-фациального разнообразия и неоднородности пород
по простиранию и разрезу продуктивных пластов в юрских отложениях месторождений
Западной Сибири. Количественные критерии изменения емкостно-фильтрационных
свойств пород-коллекторов, эффективных толщин и запасов УВ при учете литологофациальных обстановок формирования палеорусел и палеодельт.
2. Комплексный анализ геологических, геофизических и промысловых методов
при выявлении тектонической неоднородности в юрских отложениях с целью обеспечения достоверности сложнопостроенных геологических моделей месторождений (выделение разрывных нарушений методами проективной геометрии и промысловой геологии).
3. Методическое обоснование снижения рисков неопределенности модели объектов при учете влияния зональной изменчивости свойств пород вдоль протяженных каналов (врезов) и сбросов; практические рекомендации по размещению геологоразведочных работ в пределах развитых систем палеорусел, палеодельт и разрывных нарушений.
Практическая ценность и реализация работы. Автором создано свыше 100 завершенных цифровых геологических моделей месторождений и структур, которые вошли составной частью в 42 научно-исследовательских отчёта и прошли апробацию в
ФБУ «ГКЗ». Рекомендации, приведенные в диссертационной работе, используются при
уточнении сырьевой базы в производственных подразделениях компании ПАО
«ЛУКОЙЛ», что нашло отражение в акте их внедрения.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности. Диссертация
соответствует шифру специальности 25.00.12 – Геология, поиски и разведка нефтяных
и газовых месторождений по пунктам формулы специальности: - совершенствование
методов поисков и разведки месторождений нефти и газа, оценка их ресурсов и подсчет
запасов. Область исследования соответствует пунктам: 2. Прогнозирование, поиски,
разведка и геолого-экономическая оценка месторождений: - современные методы поисков и разведки месторождений. Отрасль наук: геолого-минералогические науки.
Методы решения поставленных задач, фактический материал и личный
вклад. В работе использовались традиционные методики комплексного литологофациального анализа, а также предложенные автором методические приемы моделиро-
6
вания неопределенности и неоднородности внешнего и внутреннего строения природных резервуаров. При этом методологическая база работы основана на обобщении результатов бурения более 5000 скважин на 16 месторождениях Западной Сибири и некоторых их аналогов в других регионах, собранные и обработанные автором за период с
2000 по 2017 гг. Привлекались материалы производственных организаций, результаты
собственных исследований, опубликованные работы по данной проблеме, а также современные технологии построения моделей (Irap RMS, Petrel). Для математической обработки данных использованы профессиональные пакеты программ AutoCorr, Соrel
Draw, Irap RMS и другие.
Апробация работы. Материалы диссертации доложены на конференциях: 53-я
межвузовская студенческая научная конференция «Нефть и газ – 99» (Москва, 2001);
научно-практические конференции молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛИнжиниринг» (Москва, 2013, 2014, 2015); научно-практические конференции EAGE
«Геомодель» (Москва, 2002; Геленджик, 2014, 2015, 2017); ХVII Губкинские чтения
«Нефтепромысловая геологическая наука – ХХI век» (Москва, 2004); «Цифровое моделирование» (Москва, 2015); конференции пользователей ПО ROXAR (2013, 2014, 2915);
6-я международная научно/практическая конференция ЕАГО «ГЕОКРЫМ-2016» (Алушта, 2016).
Публикации: основные положения диссертационной работы опубликованы в 19
статьях, 8 из них опубликованы в изданиях, включенных в список, рекомендованный
ВАК РФ.
Структура и объем работы: диссертационная работа состоит из введения, пяти
глав, заключения и списка литературы из 112 наименований, изложена на 150 страницах
основного текста и содержит 89 рисунков и 12 таблиц.
В первой главе изложено состояние изученности и методология решения проблемы создания моделей сложно построенных залежей нефти и газа (факторы неоднородности свойств пород изучаемого объекта, неопределенность и достоверность геологических моделей; степень изученности и переход к сложнопостроенным моделям месторождений; особенности геологического моделирования нефтегазоносных объектов на
разных стадиях их освоения; уточнение геологической модели залежей УВ по мере роста изученности месторождения).
Во второй главе приведен краткий очерк геологического строения исследованных территорий (общие сведения, стратиграфия и литология, тектоника, нефтегазоносность, корреляция пластов продуктивного комплекса отложений).
7
В третьей главе показано влияние литолого-фациальной неоднородности продуктивных пластов на достоверность геологических моделей залежей (методология и
принципы литолого-фациального моделирования; палеоруслового анализа и построения
достоверных геологических моделей залежей в пределах палеорусел и палеодельт в
продуктивных пластах: ЮК9-ЮК7, ЮК6, ЮК5, ЮК4, ЮК2). Представлены петрофизические модели продуктивных пластов; сводная модель объектов руслового и дельтового
генезиса; палеорельеф поверхности продуктивных пластов; литолого-фациальное районирование площади исследования и концептуальная геологическая модель пласта ЮК2
тюменской свиты.
В четвертой главе представлена тектоническая неоднородность юрских отложений сложно построенных залежей УВ и ее влияние на достоверность геологической модели месторождения (значение разрывной тектоники и разломно-блокового строения на
достоверность геологических моделей; признаки и методы выявления и трассирования
сбросов на стадиях ГРР и разработки месторождений: Ватьеганское, ВосточноПеревальное, Верхне-Надымское, Апрельское и Имилорское месторождения; выделение
разрывных нарушений по данным анализа разработки нефтяных оторочек).
В пятой главе показано использование интегрированного (комплексного) подхода для построения достоверной модели месторождения и принятия на основе всесторонне обоснованной геологической 3D модели решения по дальнейшему изучению конкретных залежей, продуктивных пластов (на примере Ватьеганского и Апрельского месторождений).
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Первое защищаемое положение: «Разработанные концептуальные палеорусловые и палеодельтовые геологические модели на основе анализа литологофациального разнообразия и неоднородности пород по простиранию и разрезу продуктивных пластов в юрских отложениях месторождений Западной Сибири. Количественные критерии изменения емкостно-фильтрационных свойств породколлекторов, эффективных толщин и запасов УВ при учете литолого-фациальных
обстановок формирования палеорусел и палеодельт».
На сегодняшний день все больше внимания уделяется достоверности геологических моделей залежей в тюменской свите, распространенных по территории Западной
Сибири. К этому интервалу относятся продуктивные пласты от ЮК2 до ЮК10. Более чем
1200 залежей в этом комплексе содержат около 3 млрд. т начальных извлекаемых запасов нефти. При этом степень выработанности составляет всего лишь 5%. Связано это в
первую очередь с тем, что для тюменской свиты характерны маломощные не выдержанные по латерали и вертикали песчаные резервуары с ухудшенными ФЕС и, соответственно, невысокие дебиты. На примере ряда месторождений Западной Сибири в этой
свите показано, что наиболее сложные и проблемные геологические модели присущи
тем объектам, которые находятся на поздней стадии освоения, представлены большим
8
разнообразием литолого-фациального состава пород (руслового, дельтового и других
типов), осложнены дизъюнктивной тектоникой в блоковой структуре и неоднородностью пластов-коллекторов и покрышек.
Новизна результатов интерпретации строения продуктивных пластов тюменской
свиты Апрельского и других месторождений заключалось в переходе от простых пластовых к русловым моделям. При обработке и интерпретации сейсмических материалов
МОГТ-3D использовались сейсмофациальный анализ, спектральная декомпозиция и
RGB-суммирование и другие современные технологии, позволившие выявить в разрезе
тюменской свиты системы разновозрастных и разноразмерных русловых каналов (палеорусла с увеличенной толщиной аркозовых и полимиктовых песчаников).
Литолого-фациальная модель палеорусла. В мезозойско-кайнозойский этап развития территории исследования, как и в целом Западно-Сибирской плиты, палеогеографические обстановки сменялись от континентальных до морских, причем смена обстановок осадконакопления от континентальных через прибрежно-морские к морским была
активной, о чем свидетельствует частая смена фаций, как по латерали, так и по вертикали. Наличие подвижных блоков в фундаменте, ограниченных разрывными нарушениями, оказывало свое влияние как на морфологию распределения палеоподнятий и палеовпадин, так и на фациальный состав осадков и направление врезов речных русел.
Апрельское месторождение разделилось на три активные зоны: приподнятую –
центральную, слабо погруженную – восточную и погруженную – западную, что предопределило различные условия осадконакопления: от прибрежно-морских на западе,
континентальных в центре и субконтинентальных на востоке.
Рис. 1. RGB - сумма результата спектрального разложения
в интервале пласта ЮК2 с предполагаемыми границами палеоканалов (а). Отображения в волновом поле объектов руслового типа (б) и современный аналог русла реки (в)
Рис. 2. Карта сейсмофаций (спектральной декомпозиции) (1), седиментационный срез по акустическому импедансу (пласт ЮК6) (2) и современный
аналог конуса-выноса отложений (3)
9
В процессе выявления геологических объектов руслового генезиса в интервале
пластов ЮК2…ЮК5 анализировались седиментационные срезы, посчитанные вдоль
кровли изучаемого пласта или пропорциональные срезы (между кровлей-подошвой пласта и/или в более широком интервале, например, между ближайшими устойчивыми отражениями), а также современные аналоги подобных объектов. Частотно-зависимые атрибуты оказались наиболее информативными для геометризации границ палеоканалов,
которые определялись в ручном режиме на основании анализа ряда срезов и соотносились с выделенными коллекторами по скважинам с использованием информации по вещественному составу пород (по данным керна, шлама) и результатам испытаний отложений. В дальнейшем палеорусла, подтвержденные скважинной информацией, выбирались в качестве эталона в волновой картине. Первый такой эталон, вскрытый скважинами 6Р, 9Р, 24Р, приурочен к кровельной части пласта; второй, вскрытый скважиной 8Р,
приурочен к центральной и подошвенной части пласта (рис. 2, 3). Кроме того, выделяется еще целый ряд узких палеоканалов, не вскрытых скважинами.
Изостатические колебания предопределили проявление узких линейных зон (речные врезы) и другие разнообразные типы рельефа поверхности рассматриваемых пластов, которые отразились на очертании каждого выделенного объекта, его форме, размере, протяженности, ширине и плотности фототона.
Ширина палеоканалов меняется от 70 до 700 м. Толщина коллекторов в скважинах, расположенных в границах выделенных палеорусел, меняется от 7,5 до 14,2 м. Для
зарождающихся палеорусел характерны изгибы (меандры), которые могут отшнуровываться, превращаясь в старичные озера (петли). Территория приобретает черты суши
(низины, слабохолмистые равнины). Создаются условия для развития сети речных русел. Постепенно вверх по разрезу число элементов речной палеодолины увеличивается
за счет формирования кос, прирусловых валов, боковых проток и временных сезонных
потоков. Отмершие русла развиваются как озеро или болото, заполняясь глинистыми и
углистыми осадками и формируя старицы. На заливных участках речной поймы откладывались мелкозернистые алеврито-глинистые осадки. Не исключено и наличие пролювиальных отложений по узким каньонообразным врезам с хорошей сортировкой обломочного материала по гранулометрическому составу. На карте спектральной декомпозиции выделяется несколько меандрирующих линейных зон разной временной генерации (рис. 1).
10
Литолого-фациальная модель палеорусел. Пласт ЮК6. В среднетюменское время палеогеографическая обстановка в районе исследования радикально меняется.
Центральная часть площади исследования поднимается, опущенные участки территории сохраняются на северо-востоке и северо-западе (рис. 2). Более контрастный
наклон поверхности в северо-западном направлении мог способствовать однонаправленному сносу осадков по каньоно-овражным врезам с палеоподнятия в локальную зону
палеовпадины по типу континентального конуса выноса (палеодельта) с явно выраженными двумя подводящими каналами (рис. 2). Ширина конуса выноса составляет порядка
3…4 км,
Рис. 3. Отображение всех выделенных
перспективных объектов в пластах ЮК6, ЮК5,
ЮК4, ЮК3, ЮК2 в глубинном масштабе
Рис. 4. Повышенные значения ФЕС и толщины
коллекторов тюменской свиты – важнейшие
показатели русловых фаций
ширина выделенного узкого подводящего канала около 130 м. Подводящие каналы чаще
всего служат зоной транспортировки, а не аккумуляции осадков. Континентальный конус выноса селевого потока заполнен гранулярными отложениями внутренних межгорных впадин, что является признаком возможных коллекторов с хорошими коллекторскими свойствами. Сводная модель объектов руслового и дельтового генезиса представлена на рис. 3.
Повышенные значения: емкостно-фильтрационных свойств пород, толщины коллекторов тюменской свиты, а также продуктивности пластов являются важнейшими показателями и индикаторами русловых фаций (рис. 4). Пробуренные в пределах русловых
зон и врезов скважины вскрывают интервал продуктивного пласта ЮК2 с улучшенными
коллекторскими свойствами (Кп в среднем около 16 %, max = 18 %). В межрусловых
пространствах осадки глинистые с редкими песчаными пропластками (Кп в среднем
около 13 %, max= 15,5 %). Проницаемость пород по керну характеризуется, в целом, не-
11
высокими значениями, но для русловых коллекторов она выше (0,88 мД), чем для пойменных (0,38 мД). Коллекторы в палеоруслах отличаются повышенной продуктивностью: дебиты нефти в скважинах, вскрывших русловые отложения, составляют от 10 до
Рис. 5. Рельеф поверхности ОГ «М» (а) и изохронные поверРис. 6. Палеогеографическая схема Широтного
хности по ОГ «Б» (б) (с учетом тектонических нарушений) АпПриобья (середина среднего бата)
рельского месторождения. 2С – один из рельефообразующих
сбросов
30 м3/сут, после ГРП до 37 м3/сут.
Палеорельеф поверхности продуктивных пластов. Палеорельеф продуктивных пластов в значительной мере определяется пространственно-временными особенностями поступления в бассейн осадочного материала, изменениями палеогеографической обстановки и скоростями осадконакопления. Неоднородность разреза определяется разнофациальностью питающих областей. Обширная речная сеть формировала в
бассейне типично речные, разветвленные малопроточные, флювиально-дельтовые,
авандельтовые, шельфовые и склоновые фациальные ряды. В формировании осадочной
толщи принимают участие несколько плохо сопоставимых между собой источников
сноса осадочного материала. В составе фаций присутствуют следующие типы осадков:
флювиальный, поймы и дельты реки, продельты. Палеогеографические обстановки активно сменялись от континентальных до морских. Движение блоков фундамента оказывало свое влияние как на морфологию распределения палеоподнятий и палеовпадин, так
и на фациальный состав осадков и направление врезов речных русел.
На участке работ достаточно отчетливо выделяются структурные уступы, которые
по субширотным рельефообразующим сбросам формируют укрупненные блоки с различным палеоландшафтом структурной поверхности каждого пласта. Уступы совпадают с основными граничными формами палеорельефа изучаемой поверхности, служат
границами новейших поднятий и прогибаний, типов рельефа, различаются гипсометрией и дробностью эрозионного расчленения. Палеогеоморфологическими признаками
12
приуроченности долин рек и ручьёв к разрывным нарушениям могут служить крутые
склоны русел рек, их резкие коленообразные изгибы и прямолинейные притоки; висячие, ложные грабенообразные прямолинейные вытянутые долины; линейно расположенные уступы и т.д.
Система участков с различными типами рельефа и характером расчлененности
поверхности пласта показана на рис. 5. Объемное отображение изохронных поверхностей ряда отражающих горизонтов, свидетельствуют об унаследованном тектоническом
режиме на протяжении всего тюменского периода осадконакопления. С глубиной растет
лишь контрастность повышенных и пониженных частей палеорельефа. Часть поверхности с «равнинным» рельефом на изохронной поверхности по отражающим горизонтам
окрашена зеленым цветом, «горному» рельефу соответствуют коричневые тона. Переходный («предгорный») тип рельефа поверхности пласта от «горного» к «равнинному»
имеет переходные оттенки. В крайне северо-западной части рассматриваемого участка
поверхность горизонта испытала максимальное погружение и на изохронной поверхности показано синим цветом («морской ландшафт») (рис. 5). Пространственное положение выделенных палеорусел рек различной протяженности соответствует палеорельефу
каждой изучаемой поверхности. Водные потоки в руслах рек были направлены с горной
местности в сторону моря, где формировались палеодельты с характерным рисунком
аккумулятивного конуса выноса - рыхлого обломочного материала в устьевых частях
водных потоков.
В основу концептуальной геологической модели положено литолого-фациальное
районирование площади исследований. Формирование отложений изучаемой поверхности происходило на фоне общей трансгрессии, начавшейся в конце среднего-начале
позднебатского времени. В приподнятых частях бассейна, на склоне Покачевского свода, сохранялись континентальные условия, для которых характерны аллювиальные,
озерные, болотные обстановки осадконакопления (рис. 6). Основную часть площади исследований занимает пологая аллювиальная равнина со сложной системой русел рек,
межрусловых пойм и пойменных болот.
На основании полученной карты сейсмофаций были выделены 4 основных района
с различными условиями осадконакопления: аллювиальная равнина, заболоченная пойма с отдельными руслами, широкая речная долина и зона развития озерных отложений
(либо осадков закрытой лагуны). Север участка занимает аллювиальная равнина с узки-
13
ми извилистыми руслами. Разрезы пласта в этой зоне представлены частым и тонким
переслаиванием глинистых, алевритистых и песчаных пропластков. К этой зоне примыкает участок внутренней поймы, включающий пойменные болота с песками разливов
высоких паводков. На юго-западе территории исследований выделена зона развития
озерных (лагунных) отложений. В целом можно констатировать, что пласт ЮК2 тюменской свиты накапливался в континентальных условиях на фоне обширной трансгрессии.
Разрезы скважин зачастую трудно коррелируются между собой, коллекторы характеризуются высокой латеральной и вертикальной изменчивостью.
Второе защищаемое положение: «Комплексный анализ геологических, геофизических и промысловых методов при выявлении тектонической неоднородности в
юрских отложениях с целью обеспечения достоверности сложнопостроенных геологических моделей месторождений (выделение разрывных нарушений методами
проективной геометрии и промысловой геологии)». В настоящее время нельзя себе
представить поиски, разведку и разработку рассматриваемых нефтяных месторождений
Западной Сибири без понимания закономерностей проявления разрывной тектоники.
Такое понимание приходит по мере роста числа скважин, что, как известно, достигается
на стадии разработки. На ряде примеров (месторождения Крапивинское, Новопокурское, Восточно-Придорожное, Кустовое, Восточно-Перевальное, Апрельское, Имилорское и другие) показано, как по мере роста изученности месторождения меняются представления о геологическом строении залежей от наиболее простых пликативных схем к
сложным разломно-блоковым моделям. В работе сделан акцент на эффективные по
надежности и наименее изученные методы изучения, выявления, картирования и моделирования разрывных нарушений.
Метод проективной геометрии. На примере Восточно-Перевального, ВерхнеНадымского, Апрельского, Имилорского и других месторождений по результатам интерпретации каротажных диаграмм, данным опробования и эксплуатации скважин установлено ступенеобразное погружение горизонтального уровня ВНК залежей по сбрососдвигам.
Исходя из послойной корреляции разрезов, история осадконакопления в каждом
бассейне делится на эпохи стабильных и нестабильных режимов (закон Хейтса). При
этом в каждую эпоху все границы между пластами лежат в плоскостях, которые пересекаются на одной прямой. Так, стратиграфическая корреляция с использованием «сложного отношения четырех идентичных точек» (A/A1, B/B1, C/C1, D/D1 - хроностратиграфические реперы) для перечисленных месторождений выполнено в графическом виде
14
(рис. 8, 10, 11), используя профильные разрезы на рис. 7, 9, 14. Точки, находящиеся в
проективном отношении и расположенные на разных линиях (осях скважин), при соответственном соединении образуют пучек прямых линий, пересекаю- щихся по «закону
Хейтса» в одной точке М, которая называется центром проектиро- вания, а соединение
«четырех точек» представляет собой искомую временную хроно- стратиграфическую
корреляцию разрезов двух соседних скважин. Проективное соответ- ствие стратиграфических интервалов в двух и более скважинах нарушается в результа- те наличия разрывного нарушения, когда происходит закономерное уменьшение для
Рис. 7. Дизъюнктивный вариант строения залежи в
пласте Ач3 Восточно-Перевального месторождения
Рис. 8. Проверка корреляции разрезов скважин
755 и 1R по правилу проективного отношения
Рис. 9. Дизъюнктивный вариант строения залежи
в пласте Ач3 Верхне-Надымского месторождения
Рис. 10. Проверка корреляции разрезов скважин
528 и 583 по правилу проективного отношения
Верхне-Надымского месторождения
Рис. 11. Проверка корреляции разрезов скважин
109Р и 108Р по правилу проективного отношения
для продуктивных пластов АЧ61, АЧ62 Имилорского месторождения
Рис. 12. Пример отсутствия разрывного нарушения по правилу соединения четырех точек (образуется только один центр проектирования М)
15
сброса толщины определенного стратиграфического интервала. В результате соединений хроностратиграфических реперов были получены два центра проектирова-ния М1 и
М2, что является прямым указанием на наличие тектонического нарушения (сброса)
между скважинами (рис. 8, 10, 11). Для пары скважин, между которыми отсутствует
разрывное нарушение, по правилу соединения четырех точек получается в лучшем случае только один центр проектирования М (рис. 12). Отсюда разные уровни горизонтальных ВНК в смежных блоках (ранее принимались наклонные ВНК на рассмотренных
участках месторождений).
Сбросы выделяются хорошо выраженными уступами, разделяющими блоки с различным рельефом структурной поверхности (рис. 5, 14). На Апрельском месторожде-
Рис. 13. Схема разломно-блокового строения по
ОГ «Б» Апрельского месторождения
Рис. 14. Геологический профиль через пласты
АЧ61 и АЧ62 Имилорского месторождения
Рис. 15. Тектонические нарушения, выделенные по данным
сейсморазведки, реализованные в 3D геологической модели
нии наибольшая плотность тектонических
нарушений наблюдается в его наиболее приподнятой части с «горным» и «предгорным»
типами рельефа (рис. 5, 13, 15).
В работе рассмотрены и другие традиционные методические приемы обоснования разрывных нарушений. При отсутствии
данных сейсморазведки и при наличии указания на тектонический барьер между добы-
16
вающими скважинами, применялись геолого-промысловые методы изучения межскважинной геологической среды: анализ толщин, текущих и начальных пластовых давлений, гипсометрические уровни семейства групп скважин в смежных блоках, гидропрослушивание, трассерные (индикаторные) и газогеохимические исследования, коэффициент светопоглощения и т.д.
Таким образом, обоснование наличия разрывных нарушений, расчеты их амплитуды, уточнения интегрированной модели залежи с горизонтальными положениями
уровней ВНК в смежных блоках указывают на значительное влияние тектонической неоднородности на изменение упрощенных моделей строения залежей на разломноблоковые и, в целом, на достоверность геологических моделей месторождений.
Третье защищаемое положение: «Методическое обоснование снижения рисков неопределенности модели объектов при учете влияния зональной изменчивости
свойств пород вдоль протяженных каналов (врезов) и сбросов; практические рекомендации по размещению геологоразведочных работ в пределах развитых систем
палеорусел, палеодельт и разрывных нарушений».
Возможность использования результатов комплексного изучения и моделирования сложно построенных залежей в юрских отложениях, а также полученных закономерностей влияния литолого-фациальной, петрофизической и дизъюнктивной неоднородности (неопределенности) строения для планирования ГРР и рациональной разработки залежей рассмотрена на примере Ватьеганского и Апрельского месторождений.
На Ватьеганском месторождении в зависимости от дальности расположения скважин
закономерно меняются их продуктивность и фильтрационно-емкостные свойства пород
по направлению к дизъюнктивному нарушению: уменьшение пористости, увеличение
плотности, трещиноватости пород и дебитов нефти до и после ГРП (рис. 16). По направРис. 16. Типы коллекторов продуктивного пласта и интервалы различной продуктивности скважин в присбросовой области в зависимости от расстояния до плоскости сместителя сбросо-сдвига; типы коллекторов:
Т - трещинный; ПТ - порово-трещинный; ТП – трещинно-поровый; П – поровый; а, б, в - соответственно, первый, второй, третий (ЗУП-1, 2, 3) ряды продуктивности
лению к сбросу выявлено зональное уплотнение пород: ЗУП-1 (слабое), ЗУП-2 (повышенное) и ЗУП-3 (высокое). В соответствии
с растущей к разрыву плотностью и уменьшением пористости терригенных пород в
присбросовой зоне формируется преимущественно вертикальная трещиноватость пород,
с последовательно убывающей плотностью трещин на единицу объема резервуара орто-
17
гонально от сброса. Максимальная продуктивность скважин отмечается в тех скважинах, которые приближены к разрывному нарушению за счет присутствия в продуктивном пласте кроме поровой емкости развитой системы трещин. Скважины с высокими,
средними и низкими дебитами нефти приходились на соответственно трещинные (Т),
порово-трещинные (ПТ) или трещинно-поровые (ТП) и поровые (П) коллекторы. Максимальная трещиноватость формируется в зоне уплотнения пород (ЗУП), приходящейся
непосредственно на зону дробления пород в плоскости сместителя нарушения и в максимально приближенной к ней части продуктивного пласта (от 0 до 100 м) (зона ЗУП –
1). Далее трещиноватость убывает, но остается относительно высокой в зоне уплотнения
пород в интервале расстояния от 100 до 600 м (зона ЗУП – 2) и постепенно становится
минимальной в интервале расстояния от 600 до 1100 м (ЗУП – 3). В соответствии с увеличением показателей ФЕС пород в продуктивном пласте ЮВ 11 в направлении к разрывному нарушению отмечается рост удельной продуктивности скважин. Наилучшими
показателями характеризуется ряд с ЗУП – 2, удаленного от источника интенсивного
поступления пластовой воды по зоне дробления пород в плоскости сместителя нарушения, но сохраняющего при этом повышенную плотность первичных и вторичных трещин в продуктивном пласте ЮВ11 (рис. 16). На Ватьеганском, Тарасовском, Харампурском и других месторождениях Западной Сибири в присбросовых зонах отмечается увеличение удельной продуктивности скважин с превышением значений в 10...12 раз над
фоновыми, несмотря на то, что они находились в максимально благоприятных структурных условиях. При этом установлена прямая связь продуктивных и высокодебитных
скважин с локальными зонами проницаемости и улучшения фильтрационно-емкостных
свойств пород в приразломных зонах.
В первом ряду продуктивности с ЗУП-1 скв. 9059 вскрыла зону дробления пород в
плоскости сместителя разрывного нарушения, заполненной обломками разрушенных и
перетертых пород и обладающих высокой проницаемостью (иногда сверхпроводимостью). Входные значения среднесуточных дебитов составляют в среднем 34 т/сут. Второй ряд (100…600 м) продуктивности рассмотрен на примере скв. 9041, отстоящей от
плоскости сместителя сброса на расстоянии 504 м (рис. 16). Входные дебиты по ЗУП-2 в
среднем составляет 19,0 т/сут, что меньше, чем в первом, но больше, чем в третьем ряду.
Третий ряд продуктивности рассмотрен на примере скв. 9022, отстоящей от плоскости
сместителя сброса на расстоянии 969 м (рис. 16). В пределах ряда последовательно
18
уменьшается до полного исчезновения вторичная трещиноватость пород. Но при высоких значениях пористости входные дебиты по ЗУП-3 имеют наименьшие значения по
участку – 6,0 т/сут.
В опубликованных источниках практически отсутствует информация по совместному использованию (комплексированию) в геологических построениях разломноблоковой и дельтово-речной моделей. Известно, что современные речные долины обычно приурочены к тектонически ослабленным зонам: разломам, сбросам, зонам тектонической трещиноватости. На рассматриваемой территории поперечные сбросы и сдвиги
разделили территорию на блоки разных размеров и морфологии, имеют однонаправленное смещение и в некоторых случаях совпадают с основными граничными формами палеорельефа изучаемой поверхности. Палеогеоморфологическими признаками такого
совмещения может служить приуроченность долин рек и ручьёв с предпочтительной
ориентировкой к разрывам: крутые сместители (склоны); сухие русла рек (старицы);
Рис. 17. Присбросовая зональность типов коллекторов, секущая палеорусло реки. Типы пластовколлекторов: П – поровый, ТП –трещинно-поровый,
ПТ – порово-трещинный, Т – трещинный
резкие коленообразные изгибы русел рек и
прямолинейные притоки; висячие, ложные
грабенные и прямолинейные вытянутые
долины; линейно расположенные уступы и
т.д. Как было показано выше, максимальная трещиноватость формируется в зоне дробления пород и в максимальной близости от
сброса. Залежи, таким образом, содержат нефть в трещинах и порах, соотношение которых между собой меняется по мере удаления от дизъюнктива. Тип пустотного пространства увязан с продуктивностью скважин: скважины с высокими дебитами нефти приходились на трещинные (Т), со средними дебитами – на порово-трещинные (ПТ) или трещинно-поровые (ТП) и с низкими дебитами – на поровые (П) коллекторы. Просматривалось явное влияние количества трещин на продуктивность скважин. Если воспользоваться приведенной выше палеткой присбросовой зональности типов коллекторов для
условий Апрельского месторождения, находит объяснение разница в дебитах, замеренных в скважинах из одного и того же пласта. Из рис. 17 видно, что в находящейся в палеорусле и в зоне коллекторов Т и ПТ скв. 6Р входные начальные значения среднесуточного дебита нефти составили 30 т/сут, тогда как в скв. 2Р, пребывающей за предела-
19
ми палеорусла и в поле поровых коллекторов получен дебит фильтрата бурового раствора 2,5 т/сут.
Новые скважины (разведочные и добывающие) рекомендуется закладывать по результатам трехмерного геологического моделирования всех выделенных по сейсмиче-
Рис. 18. Рекомендации по бурению первоочередных наклонно-направленных
скважин (скв. 1пр и скв. 2пр) в интервале разрезов ЮК2-ЮК6
ским данным объектов руслового и дельтового генезиса тюменской свиты с учетом
присбросовой зональности типов коллекторов в системе разломно-блоковой структуры
Апрельского месторождения. Определяющим фактором при выборе точки заложения
скважины являлось обязательное условие вскрытия палеорусел в интервале разреза
ЮК2-ЮК6 (рис. 18).
Таким образом, совместный учет влияния структурно-тектонической и литологофациальной и петрофизической неоднородности продуктивного разреза отложений изученных месторождений (присбросовая зональность типов коллекторов) повышает достоверность геологической модели и структуру запасов сложнопостроенных залежей
УВ. Появляется возможность снижения рисков неопределенности модели сложных объектов на разных стадиях их изученности при совместном учете влияния литологофациальной и петрофизической изменчивости свойств пород вдоль протяженных каналов (врезов) и сбросов.
Заключение
В работе представлены результаты исследования влияния неопределенности
строения сложно построенных резервуаров и неоднородности свойств продуктивного
пласта на создание достоверных геологических моделей залежей углеводородного сырья
20
на разных стадиях их изученности на примере нефтегазовых объектов тюменской свиты
ряда месторождений Западной Сибири.
Установлена закономерная связь между достоверностью геологических моделей,
степенью изученности и сложностью строения месторождений. Показано, что наиболее
сложные и проблемные геологические модели присущи тем объектам, которые находятся на поздней стадии освоения, представлены большим разнообразием литологофациального состава пород (руслового, дельтового и других типов), осложнены дизъюнктивной тектоникой в блоковой структуре и неоднородностью пластов-коллекторов и
покрышек. При этом для ранее пликативных моделей с наклонными ВНК становится
обычной процедурой перехода в палеорусловые (палеодельтовые) и разломно-блоковые
модели с обоснованными горизонтальными ВНК (ГВК) в зонах структурной неопределенности строения и неоднородности состава и свойств пород.
Внедрение в практику ГРР сейсморазведки МОГТ-3D позволило создать многофакторные инновационные палеорусловые и палеодельтовые модели залежей сложного
геологического строения. В интервалах залегания продуктивных пластов ЮК2…ЮК5
Апрельского месторождения с разной степенью достоверности выделяются палеорусла
рек и речных притоков и протоков в виде узких линейных зон (врезов), окаймляющие
малые формы палеорельефа, а также аллювиальный конус выноса в пласте ЮК6.
Представленная методика картирования и моделирования продуктивных объектов
различного фациального генезиса (новый концептуальный подход к геологическому моделированию юрских низкопроницаемых коллекторов) позволила установить закономерные изменения выделенных структурно-генетических типов пород в русловых и зарусловых фациях. При этом контрастные изменения состава, структуры и свойств пород-коллекторов приурочены к сложно построенным участкам залежи - протяженным
зонам сложного строения и с аномальными свойствами продуктивного пласта (русла и
врезы палеорек, сбросы и сбросо-сдвиги), современного и древнего ВНК, к присбросовым зонам с резкой сменой литофациального и петрофизического облика пород). Представлены методические приемы выделения и пространственного положения продуктивных объектов различного фациального генезиса (палеорусла и палеодельты), а также
моделирования
фациального
юрских
генезиса.
низкопроницаемых
Установлено,
что
коллекторов
повышенные
различного
литолого-
значения
емкостно-
фильтрационных свойств пород, повышенные толщины коллекторов тюменской свиты,
21
а также повышенная продуктивность пластов являются важнейшими показателями и
индикаторами русловых фаций. Показано соответствие палеорельефа поверхности каждого пласта пространственному положению палеорусел рек и палеодельт.
Даны методические приемы выделения и прослеживания трасс разрывных нарушений с использованием правил проективной геометрии и других способов с обоснованием амплитуды смещения пород в плоскости сместителя сброса и других его параметров, а также визуализация разрывных нарушений в юрском комплексе пород Западной
Сибири и их применение при построении геологических моделей 2D и 3D в разломноблоковой структуре месторождений. В терригенных юрских породах тюменской свиты
установлена закономерная зональность трещиноватости (линейная, вертикальная), размещения типов коллекторов и скважин с различной продуктивностью в зонах влияния
выделенных разрывных нарушений.
Совместный учет влияния структурно-тектонической и литолого-фациальной неоднородности продуктивного разреза отложений изученных месторождений повышает
достоверность геологической модели и структуру запасов сложнопостроенных залежей
УВ. По результатам такого совместного учета разработаны рекомендации и предложения по дальнейшему ведению ГРР на стадиях поисков, разведки и разработки месторождений, минимизирующие неопределенности строения и неоднородности свойств
продуктивных пластов сложно построенных объектов и повышающие эффективность их
доразведки и разработки.
Основные научные результаты исследований по теме диссертации опубликованы в
следующих работах:
Статьи в изданиях, рекомендуемых ВАК при Минобрнауки России:
1.
Лесной, А.Н. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых
запасов на основе учета дизъюнктивных нарушений и анализа ГТМ / А.Н. Лесной, А.В.
Бочкарев, Е.И. Бронскова // Нефтепромысловое дело. – 2014. – №9. – С.12-17 (автора
0,31 п.л.).
2.
Лесной, А.Н. Зональное изменение свойств пород и продуктивности скважин в блоковой структуре юрских отложений Ватьеганского месторождения / А.Н. Лесной, А.В. Бочкарев, А.А. Калугин, Е.И. Бронскова // Нефтепромысловое дело. – 2015. –
№6. – С. 23-28 (автора 0,19 п.л.).
3.
Бронскова, Е.И. Уточнение геологического строения ВосточноПеревального месторождения для эффективной разработки залежи Ач3 / Е.И. Бронскова,
А.В. Бочкарев, А.С. Солодовникова, Ю.С. Тимонина, В.Е. Копылов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. – №10. – С.4-9 (автора
0,125 п.л.).
22
4.
Дорофеев, Н.В. Влияние газовой среды на разработку нефтяной оторочки
месторождения им. Ю. Корчагина / Н.В. Дорофеев, А.В. Бочкарев, С.А. Талдыкин, Е.В.
Ананьева, Е.И. Бронскова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. – №12. – С.27-35 (автора 0,125 п.л.).
5.
Лесной, А.Н. Зональное изменение фильтрационно-емкостных свойств пород Ватьеганского месторождения по результатам исследования керна / А.Н. Лесной,
А.В. Бочкарев, А.А. Калугин, Е.И. Бронскова, М.М. Вятчинин // Геология, геофизика и
разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – №1. – С. 22-28 (автора 0,125
п.л.).
6.
Бронскова, Е.И. Комплексный анализ геологического строения Апрельского месторождения для эффективной доразведки и разработки залежей в тюменской свите / Е.И. Бронскова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. –2016. – №8. – С.36-44 (автора 0,5 п.л.).
7.
Копылов, В.Е. Уточнение строения верхнеюрской залежи Ватьеганского
месторождения по данным геолого-гидродинамических исследований / В.Е. Копылов,
А.В. Лобусев, Е.И. Бронскова, А.Н. Лесной, А.В. Бочкарев // Территория нефтегаз. –
2014. – №12. – С. 26-31 (автора 0,19 п.л.).
8.
Бронскова Е.И. Геологическая модель строения Апрельского месторождения с учетом палеорельефа продуктивных пластов в тюменской свите / Е.И. Бронскова //
Территория нефтегаз. – 2016. – № 8. – С. 31-37 (автора 0,5 п.л.).
Публикации в других изданиях:
9. Бронскова, Е.И. Разломно-блоковая модель строения залежи Ач3 ВосточноПеревального месторождения / Е.И. Бронскова, А.С. Солодовникова, А.В. Бочкарев /
Геомодель-2015. – Геленджик: EAGE. – We 02 09. – 2015. (автора 0,125 п.л.).
10. Лесной, А.Н. Учет зонального изменения пород Ватьеганского месторождения
при проведении ГТМ по результатам комплексных исследований / А.Н. Лесной, А.В.
Бочкарев, Е.И. Бронскова, М.М. Вятчинин // Инженерная практика – 2015. – № 10. – С.
26-31 (автора 0,19 п.л.).
11. Бронскова, Е.И. Комплексная интегрированная модель геологического строения Апрельского месторождения по данным интерпретация данных сейсморазведки 3D,
ГИС и опробования / Е.И. Бронскова, А.В. Бочкарев / ГЕОКРЫМ – 2016: «Проблемы
нефтегазовой геологии и геофизики». – Алушта: МОО ЕАГО. – 2016. – С.205-210 (автора 0,125 п.л.).
12. Бронскова, Е.И. Концептуальная геологическая модель пласта ЮВ2 тюменской свиты северо- западного склона Нижневартовского свода / Е.И. Бронскова, М.Д.
Федорова, О.Я. Кирзелева, Д.В. Кляжников / ГЕОКРЫМ – 2016: «Проблемы нефтегазовой геологии и геофизики». – Алушта: МОО ЕАГО. – 2016. – С.187-192 (автора 0,125
п.л.).
13. Бронскова, Е.И. Переформирование газоконденсатнонефтяных залежей Северного Каспия по промысловым данным и сейсморазведки 3D / Е.И. Бронскова, Н.В.
Дорофеев, А.В. Бочкарев, П.Б. Филиппова, А.А. Калугин / ГЕОКРЫМ – 2016: «Проблемы нефтегазовой геологии и геофизики». – Алушта: МОО ЕАГО. –2016. – С.255-260
(автора 0,125 п.л.).
23
14. Гутман, И.С. Особенности геологического моделирования ВосточноПеревального месторождения / И.С. Гутман, В.Е. Копылов, В.М. Староверов, Г.П. Кузнецова, А.А. Калугин, Е.И. Бронскова // Сборник трудов: XVII Нефтегазовая геологическая наука – XXI век. – М.: РГУ им. И.М. Губкина. – 2004. – С.58-59 (автора 0,09 п.л.).
15. Гутман, И.С. Влияние фациальных моделей на величину запасов УВ при клиноформенном строении пластов / И.С. Гутман, В.Е. Копылов, В.М. Староверов, Г.П.
Кузнецова, Е.И. Бронскова, А.А. Калугин // Сборник трудов: XVII Нефтегазовая геологическая наука – XXI век. – М.: РГУ им. И.М. Губкина. – 2004. – С.56-57 (автора 0,09
п.л.).
16. Бронскова, Е.И. Результаты проведения сейсмостратиграфического анализа
подсолевых отложений шельфа Северного Каспия / Е.И. Бронскова, И.Я. Подолец //
Труды 53-й Межвузовской студенческой научной конференции. – М.: РГУ им. И.М.
Губкина. – 1999. – С. 11(автора 0,31 п.л.).
17. Бронскова, Е.И. Неоднородность геологического строения и достоверность
модели Апрельского месторождения / Е.И. Бронскова, А.В. Бочкарев, Ю.С. Осипова,
Е.В. Ананьева // Сборник трудов Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть». – Волгоград: Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть». – 2017. – №74. – С.113-119 (автора 0,125 п.л.).
18. Бронскова, Е.И. Особенности условий залегания пластов горизонта БС10 на
Южно-Сургутском месторождении по результатам эксплуатационного бурения / Е.И.
Бронскова // Сборник трудов «Молодежная секция научно-практической конференции
«Геомодель-2002». – М.: РГУ им. И.М. Губкина. – 2002. – С.41-42 (автора 0,5 п.л.).
19. Бронскова, Е.И. Геологическое моделирование продуктивных пластов нижнесреднетриасовых отложений Торавейского месторождения по результатам интерпретации данных сейсморазведки / Е.И. Бронскова, Е.Л. Потемкина // Геомодель – 2017. – Геленджик: EAGE, 2017. – 6 с. (автора 0,5 п.л.).
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа