Россия
Россия
Россия
В ходе интенсивной разработки месторождения возникает потребность в пересчете геологических запасов нефти и газа с учетом интерпретации результатов геофизических исследований скважин. Необходимость такого исследования обусловлена стремлением получения достоверной информации для литолого-стратиграфического расчленения разрезов и выделения пород-коллекторов, изучения их свойств. В статье дана характеристика месторождения, геологическая история развития. Кратко описаны его нефтегазоносные объекты. Приведены результаты сейсморазведочного изучения площади прошлых лет. Особое внимание уделено результатам сейсморазведочных работ по методике МОВ ОГТ-3Д. Материалы, полученные на Восточной площади южной части Приобского месторождения, послужили основой для ведения дальнейших детальных работ. Выявление тектонических нарушений проводилось с помощью программного комплекса Petrel. При этом использовался шаг через 5 сечений. Кратко дано описание процедуры получения куба AntTrack, этапы его формирования. Куб позволил выявить изменения волновой картины при выделении линейных аномалий внутри сейсмического куба. Использование метода отраженных волн в модификации общей глубинной точки широко используется с середины прошлого века и является эффективным методом, способствующим открытию нефтегазоносных ловушек. Описана физическая сущность и области применения методов геофизических исследований скважин. Для контроля работ на заключительном этапе каротажных работ в вертикальных разведочных и наклонных эксплуатационных скважинах использовался метод высокочастотного индукционного изопараметрического зондирования. Приведена необходимая аппаратура, программные комплексы для интерпретации промыслово-геофизических материалов. Данные, полученные в результате геофизических исследований, положены в основу расчета геологических запасов нефти объемным методом.
геологическое строение, недра, подсчетные параметры, запасы нефти и газа, геофизические исследования, интерпретация, месторождение
Введение
Геофизические исследования скважин (ГИС) широко используются при выполнении комплекса работ в эксплуатационных скважинах. Материалы интерпретации ГИС дают возможность для более полного изучения геологического строения вскрытого разреза отложений. Полученные характеристики о литологическом составе пород необходимы для использования в качестве основы объемной модели по ГИС.
Изучаемая территория Приобского месторождения находится в Ханты-Мансийском районе Тюменской области. Месторождения нефти и газа были подтверждены разведочным бурениям в юрских и меловых отложениях [1]. В настоящее время площадь месторождения принято разделять на две части: северную и южную.
В данной статье излагается методика буровых геологоразведочных работ, применительно к южной части.
Геологическая характеристика месторождения
Работы по проведению поисково-разведочного бурения были проведены после успешного получения материалов сейсморазведочных работ методом отраженных волн в модификации общей глубинной точки (МОВ, МОВ-ОГТ).
Основными нефтегазоносными объектами в разрезе южной части месторождения являются отложения неокома, в частности, серия пластов АС7-АС12, черкашинской свиты, толщина которой варьируется от 360 до 680 м. Исследуемые пласты приурочены к литологически экранированным ловушкам, полностью нефтенасыщенным, не имеющим водо-нефтяного контакта [1]. Начиная с 50-х гг. прошлого века по настоящее время на изучаемой территории были проведены съемки различного масштаба и назначения: геолого-геоморфологическая съемка масштабов 1 : 100 000, 1 : 200 000; гравиметрическая съемка масштабов 1 : 100 000, 1 : 200 000; аэромагнитная съемка масштабов 1 : 100 000, 1 : 200 000, 1 : 50 000.
Проведенные в разные годы исследования послужили основой для продолжения дальнейших детальных работ по изучению запасов нефти и растворенного газа на месторождении. В начале 2000 г. была выполнена съемка МОГТ 2D, масштабом 1 : 50 000, а в последующие годы, в 2011–2012 гг., были проведены сейсморазведочные работы масштаба 1 : 25 000 по методике МОВ-ОГТ 3D на Восточной площади южной части Приобского месторождения [1].
Комплексная геолого-геофизическая интерпретация сейсморазведочной информации выполнена с использованием интерпретационных пакетов GeoFrame (Schlumberger), Petrel (Schlumberger). Был получен большой объем информации, который позволил: детально изучить геологическое строение площади по 18-и отражающим горизонтам осадочного чехла и кровли доюрского основания (рис. 1); выделить и протрассировать тектонические нарушения в пределах выступов фундамента, приуроченных к юрским пластам, при постепенным затуханием их вверх по разрезу.
Fig. 1. Identification of the main reflecting boundaries
in the Jurassic and Pre-Jurassic interval by the example of a composite vertical section [2]
Выделение тектонических нарушений осуществлялось в программном продукте Petrel с шагом через 5 сечений. Для корректного выделения тектонических нарушений был рассчитан куб AntTrack, который позволил подчеркнуть изменения волновой картины при выделении линейных аномалий внутри сейсмического куба. Процедура получения куба AntTrack включала несколько этапов. Сначала амплитудный куб был подвергнут процедуре структурного сглаживания, для того чтобы устранить помехи, не затрагивая при этом неоднородности, отображающие реальное строение разреза. Далее, для придания устойчивости результатам при прослеживании разломов сглаженные данные трансформировались в кубы Variance и Chaos. И затем куб Chaos, как наиболее ярко отображающий изменения в волновой картине, трансформировался в высокочувствительный куб AntTrack.
Выделенные по разрезам основные направления тектонических нарушений сопоставлялись с картами различных динамических атрибутов и структурных преобразований поверхностей, рассчитанных вдоль отражающих границ (рис. 2). Затем выделенные разрывные нарушения были объединены в полигоны.
Рис. 2. Отображение тектонического строения участка работ на примере карт структурных преобразований [2]
Fig. 2. Mapping of the tectonic structure of the work site using the example of structural transformation maps [2]
В процессе динамической интерпретации рассчитаны сейсмические атрибуты в интервалах, приуроченных к перспективным и потенциально перспективным пластам. Результаты сейсмических исследований использовались не только для структурных построений, но и для прогноза петрофизических параметров целевых горизонтов. Динамический анализ сейсмической записи основан на изучении изменений динамических параметров сейсмических волн на качественном и количественном уровне и установлении корреляционных зависимостей между динамическими параметрами сейсмической записи и геолого-промысловыми характеристиками основных продуктивных и перспективных объектов на Приобском месторождении. Свойства пород изменчивы по площади, что находит отражение в волновой картине сейсмической записи. Каждый из анализируемых атрибутов имеет свои ограничения и не в полной мере описывает изменения параметров геологического разреза, поэтому было проанализировано огромное количество атрибутов совместно (карты атрибутов, сейсмофаций, изохор, изопахит и скважинных данных), т. к. одни атрибуты дополняли или уточняли другие для получения наиболее достоверного прогноза свойств среды.
Выполненные сейсморазведочные работы масштаба 1 : 25 000 по методике МОВ-ОГТ 3D на Восточной площади южной части Приобского месторождения (2012 г.) позволили: уточнить геометрию залежей пластов АС121, АС123–5, ЮС2; построить прогнозные карты эффективных толщин по пластам АС121, АС123–5, Ач0, Ач1–2, Ач3; карты нефтенасыщенных толщин по пластам АС121, АС123–5, Ач0, Ач1–2, Ач3; выполнить подсчет запасов нефти по пластам АС121, АС123–5, Ач0, Ач1–2, Ач3; выполнить оценку ресурсов по отложениям доюрского основания пластам ЮС11, ЮС10, ЮС5–6, ЮС2–4, ЮС0, Ач3, Ач1-2, Ач0. С целью подтверждения выявленных ловушек было рекомендовано бурение
4-х разведочных скважин (рис. 3). По результатам работ подготовлена электронная база данных [3].
Рис. 3. Перспективная ловушка углеводородов (УВ) Ач1–2 [2]
Fig. 3. Promising hydrocarbon trap (HC) Ah1-2 [2]
Однако при разбуривании площади месторождения в результате эксплуатации скважин был получен дополнительный объем геолого-геофизической информации, послуживший основой для оперативной переоценки запасов нефти и растворенного газа.
Проведение интерпретации результатов геофизических исследований скважин
На месторождении был выполнены следующие геофизические исследования скважин: стандартная электрометрия (СП, КС), боковое каротажное зондирование (БКЗ), боковой каротаж (БК), индукционный каротаж (ИК), инклинометрия (Инк), радиоактивный каротаж (ГК, ННК-Т).
Комплекс ГИС позволяет выделять эффективные толщины коллекторов, определять характер их насыщенности, оценивать коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности. При исследовании в открытом стволе в некоторых скважинах использовалась аппаратура серии АМК-Горизонт-90-К5, включающая два низкочастотных индукционных зонда, два зонда БК, три симметричных градиент-зонда, резистивиметр [1].
Радиоактивный каротаж (гамма-каротаж и нейтронный каротаж по тепловым нейтронам) проводился после спуска эксплуатационной колонны с использованием приборов серии РК5-76, 2ННК-М2, ТЛМ2-М2. Расширенный комплекс ГИС, включающий методы микрокаротажа, кавернометрии, акустический каротаж (АК), плотностной гамма-гамма каротаж (ГГК-П), был проведен с использованием аппаратуры серии К3а-723, МК-ГМ, ПФ-73, 4СКП, 4АК-Д, СГП-76. Обработка и интерпретация геофизических данных осуществлялась с применением программного комплекса «ГЕОПОИСК». Удельное электрическое сопротивление (УЭС) пластов определяется стандартным методом – с помощью зондов БКЗ, БК и фокусированных зондов индукционного каротажа (ИК). В качестве дополнительного метода при заключительном каротаже вертикальных разведочных и наклонных эксплуатационных скважин проводят высокочастотное индукционное изопараметрическое зондирование (ВИКИЗ). Литологическое расчленение и выделение коллекторов проводилось с помощью методов ГК, АК, ГГК-П. В эксплуатационных скважинах выделение коллекторов при отсутствии микрометодов проводилось в основном по данным ВИКИЗ, БК и ГК [1].
Определение подсчетных параметров
Определение подсчетных параметров сводилось к определению глинистости коллекторов, коэффициента пористости, коэффициента нефтенасыщенности Кн [1]. Глинистость коллекторов рассчитывалась по двойному разностному параметру ГК с учетом глубины залегания коллекторов (методика Ахиярова). При определении коэффициента пористости Кп использовались данные нейтронного каротажа (ННКт). Работы велись по методике «двух опорных пластов» и уравнению связи водородосодержания от пористости и глинистости. Определение коэффициента нефтенасыщенности Кн выполнялось по данным подсчета запасов Приобского месторождения ОО «РН-УфаНИПИнефть» в 2008 г. Для горизонтов АС при расчете Кн была использована зависимость ρп = F(ωв), установленная по скважинам, пробуренных на известково-битумном растворе на неокомские отложения пластов группы АС месторождений Среднего Приобья.
На рис. 3 приведено сопоставление водонасыщенности по данным ГИС и керна по капилляриметрии. При высоких значениях пористости 23–24 % коэффициент водонасыщенности Кв равен 16–14 %, таким образом, коэффициент нефтенасыщенности может достигать 84–86 %. Причем, для данных, полученных путем лабораторных исследований методом центрифуги, характерно расположение точек значений Кв выше линии, полученной усредненной кривой как по вертикали, так и по горизонтали, что говорит, об их максимальных значениях. Точки выше линии кривой, верхняя часть графика – максимальные значения Кв и Кп, определенные по данным лабораторных исследований методом центрифуги [3].
Рис. 4. Сопоставление остаточной водонасыщенности Кво по капилляриметрии
(точки на боковых участках кривой с Кв = 40–75 %)
и водонасыщенности по ГИС (точки в центральная части кривой с Кв = 14–40 %) с открытой пористостью
Fig. 4. Comparison of residual water saturation Кво by capillarimetry
(points on the side sections of the curve with Кв = 40-75%)
and GIS water saturation (points in the central part of the curve with Кв = 14-40%) with open porosity
Полученные параметры были использованы для подсчета геологических запасов нефти объемным методом. Суммарный прирост запасов нефти по пласту АС10 по категории В + С1 составил 52 170 / 23 838 тыс. т [1, 3].
Заключение
Благодаря применению геофизических методов резко повысилась детальность исследований: в разрезе выделяются не только пласты большой мощности, но и сравнительно тонкие прослои пород, литологический состав и коллекторские свойства которых резко отличаются от состава и свойств продуктивной части пласта. Это дает возможность определять характер строения продуктивных горизонтов, что крайне важно при выборе системы разработки месторождения, в частности режима закачки в пласт воды для поддержания пластового давления.
Каротажные диаграммы являются основными и часто единственными документами, на основании которых составляют план дальнейших работ в скважине. В результате геофизических работ получен значительный объем геологической информации по площади исследований. Плотность полученной информации достаточна высокая и требует дальнейшего осмысления и мониторинга в процессе получения новых данных по скважинам.
1. Калашник Ж. В. Использование геофизических исследований на месторождении «Х-ского» // Новейшие технологии освоения месторождений углеводородного сырья и обеспечение безопасности экосистем Каспийского моря: материалы XV Междунар. науч.-практ. конф. (Астрахань, 10–11 октября 2024 г.). Астрахань: Изд-во АГТУ, 2024. С. 169–171.
2. Корочкина Н. С., Прохоров В. Л. Яневиц Е. А. и др.Геологический отчет ТЭД, ТЭО, ТЭС «Сейсморазведочные работы 3Д на Восточной площади южной части Приобского месторождения (сезон 2011–2012 годов)». Тюмень, 2013.
3. Зырянов С. А. и др. Оперативный подсчет начальных геологических запасов нефти и растворенного газа по итогам эксплуатационного бурения в 2013 году на южной части Приобского месторождения. Ханты-Мансийск, 2014.
