Методика обоснования потенциальной нефтепродуктивности отложений прибрежно-морского и аллювиального генезиса через комплексную оценку литофациальной неоднородности по данным ГИС

Общая характеристика работы.

Актуальность проблемы. В СССР, а затем в России, изучению нефтегазовых месторождений неантиклинального типа до недавнего времени уделялось недостаточно большое внимание. Объясняется это различными причинами и в первую очередь, по-видимому, наличием достаточно большого числа антиклинальных структур, расположенных в благоприятных условиях. Разведка залежей, связанных с антиклинальными складками, значительно проще и соответственно экономически более эффективна. Однако в последние годы в ряде нефтегазоносных областей, в том числе и в Западной Сибири, все более и более ощущается «структурный голод». Назрела насущная необходимость заняться изучение и разведкой залежей нефти и газа, приуроченных к стратиграфическим и литологическим ловушкам, для которых превалирующим критерием при оценке перспектив нефтегазоносности является ГИС-фациальный и сейсмофациальный анализы.

Основными типами отложений, генерирующих ловушки неантиклинального типа, являются :

1) Прибрежно-морские — песчаные тела разнообразного генезиса (пляжи, вдольбереговые бары, барьерные острова, приливно-отливные протоки и отмели, береговые валы пляжей — чениеры и прочие — сформировавшиеся в палеогеографической обстановке побережий различного типа (с преобладанием волновой деятельности, со смешанным приливно-отливным режимом и другие).

2) аллювиальные — песчаные тела русловой и пойменной генерации (соответственно: пристрежневой фации аллювия, прирусловых валов и проч. / внутренней и внешней частей поймы, сезонных палеоводотоков и т. п.). Наиболее продуктивные отложения аллювиального типа формируются в палеогеографических условиях крупных равнинных рек меандрирующего типа, путем заполнения палеогидродинамического вреза в подстилающие отложения.

Цель работы — научное обоснование методики прогнозирования потенциальной продуктивности терригенных отложений прибрежно-морского и аллювиального генезиса по данным ГИС через комплексную оценку литофациальной неоднородности.

Основные задачи исследований.

1. Исследовать и установить общие геолого-геофизические закономерности для решения задач фациального анализа прибрежно-морских и аллювиальных отложений терригенного разреза Западной Сибири и целого ряда других нефтегазоносных провинций.

2. Разработать методику идентификации фаций (во всей полноте их палеогеографического набора для изучаемого стратиграфического интервала) прибрежно-морских и аллювиальных осадков по данным геолого-геофизических исследований.

3. Разработать методику типизации геологической неоднородности разрезов с различными стратиграфическими наборами фаций по геолого-геофизическим данным.

4. Опробовать разработанные методики на нефтяных месторождениях нескольких регионов в различных условиях — разные стратиграфические интервалы (от кембрия до среднего / верхнего мела — различные типы терригенных отложений (для Западной Сибири это — кварцевые и аркозовые песчаники, соответственно, нижней и верхней юры, полимиктовые песчаники средней юры и среднего / верхнего мела, красноцветы берриаса — нижний мел и прочие.

Предпосылкой для решения вышеназванных задач были имеющиеся фундаментальные исследования геологов и геофизиков. Изучению глубинного строения земной коры и фундамента Западно-Сибирской плиты, стратиграфии, тектонического строения платформенного мезокайнозойского чехла, палеогеографии, гидрогеологии ЗападноСибирского артезианского бассейна, строения нефтяных и газовых месторождений посвящены труды: Ю. Е. Батурина, В. С. Бочкарева, В. Е. Гавуры, Л. Г. Гиршгорна, Г. Н. Гогоненкова, Ф. Г. Гурари, Ю. Н. Карагодина, А. Э. Конторовича, Н. X. Кулахметова, В. П. Маркевича, А. В. Михальцева, В. К. Монастырева, В. Д. Наливкина, И. И. Нестерова, Т. М. Онищука, Н. Н. Пузырева, Л. И. Ровнина, Н. Н. Ростовцева, М. Я. Рудкевича, Д. И. Рудницкой, Ф. К. Салманова, А. П. Соколовского, В. П. Ставицкого, В. С. Старосельцева, А. Д. Сторожева, Ю. П. Тихомирова, А. А. Трофимука, В. К. Федорцова, Ф. 3. Хафизова, Г. Г. Шемина, Л. Г. Цибулина, К. А. Шпильмана, В. И. Шпильмана, Ю. Г. Эрвье, А. Г. Юдина, А. Л. Яншина, Г. С. Ясовича и др. Исследованиями кернового материала и определением фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) полимиктовых коллекторов Западной Сибири занимались Н. И. Брюзгина, Т. И. Гурова, В. М. Добрынин, В. Н. Кобранова, Е. И. Леонтьев, В. Г. Мамяшев, В. И.

Петерсилье, Н. А. Пих, Е. А. Поляков, В. П. Сонич, И. Н. Ушатинский, А. А. Ханин, С. И. Шишигин и др. Вопросы комплексной интерпретации геолого-геофизических материалов изложены в опубликованных работах С. В. Анпенова, В. X. Ахиярова, Я. Н. Басина, Л. Б. Бермана, Б. Ю. Вендельштейна, П. Г. Гильберштейна, В. Н. Дахнова, Н. А. Ирбэ, С. П. Каменева, С. А. Каплана, О. Л. Кузнецова, М. Е. Нанивского, О. М. Нелепченко, В. Д. Неретина, Л. Г. Петросяна, Е. Е. Полякова, А. В.

Ручкина, И. П. Толстолыткина, В. Г. Фоменко, Ю. С. Шимелевича, Г. Г. Яценко и др. Многие специалисты посвятили свою деятельность изучению неоднородности терригенных отложений: в количественном отношенииФ. С. Акбашев, Л. Ф. Дементьев, Г. М. Золоева, Р. С. Хисамов и др. — в качественном аспекте (технология фациальной интерпретации по данным ГИС) — прежде всего следует отметить труды И. С. Джафарова и Г. Я. Шилова.

Методы решения поставленных задач.

1. Анализ и обобщение данных ГИС, бурения, опробования, керна, сейсморазведки по известным нефтегазовым месторождениям, площадям и регионам.

2. Анализ, систематизация и обобщение результатов данных ГИС в отложениях каждой фации, сформированных в условиях меняющихся палеогидродинамических режимов (уровней).

3. Экспериментальное изучение взаимосвязей между фациальным ГИС-анализом, неоднородностью коллекторов и промысловыми данными опробования.

4. Экспериментальное изучение взаимосвязей между фациальным ГИС-анализом и результатами интерпретации сейсморазведки 2Т>.

5. Опробование разработанной и рекомендуемой методики при прогнозировании потенциальной нефтепродуктивности терригенных отложений прибрежно-морского и аллювиального генезиса по данным ГИС через комплексную оценку (количественная + качественная) литофациальной неоднородности.

Основные защищаемые положения.

1. В терригенных отложениях прибрежно-морского и аллювиального генезиса количественные показатели геологической неоднородности отражают принадлежность пластов-коллекторов к определенной фации (или группе фаций).

2. Качественным признакам литофациальной неоднородности, определяемым по кривым ПС и ГК, соответствуют количественные критерии неднородности, учитывающие изменение ФЕС терригенного коллектора в зависимости от варьирования эффективных толщин, пористости и количества пропластков коллектора в продуктивном интервале разреза.

3. Разработанная методика обоснования потенциальной продуктивности терригенных отложений прибрежно-морского и аллювиального генезиса по данным ГИС через комплексную оценку литофациальной неоднородности позволяет определять стратегию ведения ГРР (по видам и направлениям) на исследуемом месторождении.

Научная новизна.

1. Впервые разработан способ оценки неднородности коллекторов, адекватно отображающий их фациальную принадлежность, через интегрированный коэффициент неоднородности (для терригенных отложений прибрежно-морского и аллювиаль-ного генезиса).

2. Впервые установлена взаимосвязь интегрированного коэффициента неоднородности с продуктивностью пластов соответствующей фациальной принадлежности (для групп фаций прибрежно-морского и аллювиального генезиса).

3. Впервые для нефтяных месторождений с терригенным типом коллекторов обоснована и подтверждена стратегия размещения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин на основе рекомендуемой методики прогноза дебитов рекомендуемых к заложению скважин.

Практическая ценность.

Основное практическое значение диссертационной работы состоит в повышении эффективности размещения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин за счет более достоверного определения зоны распространения однородных песчаных тел, обладающих более высокими ФЕС, что влечет за собой увеличение эффективности поисково-разведочного и эксплуатационного бурения. Теоретическая ценность результатов исследований определяется упорядочением классификации фаций терригенной седиментации прибрежно-морского и аллювиального генезиса по данным ГИС (с авторскими дополнениями).

Разработанная методика использовалась при подсчете запасов нефти Северо-Юрьевского месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»), при пересчете запасов нефти (с выполнением анализа разработки) месторождения Рио де Бу («РЕТЯОВКАЗ», Республика Бразилия) — для построения детальной геологической модели Южно-Плодовитенского месторождения (ОАО «Калмнефть») — для выбора зон воздействия вторичными методами повышения нефтеотдачи в пределах опытного участка Абдрахма-новской площади Ромашкинского месторождения (ОАО «Татнефть») — для обоснования местоположения при заложении высокопродуктивных горизонтальных скважин на нефтяном месторождении Наусодис (АВ «ОеоКАйа», Республика Литва) — для составления технико-экономических предложений (ТЭП) по рентабельной разработке для участия в очередных раундах лицензирования недр по следующим нефтяным месторождениям ОАО «Сибнефть»: Романовское (Западная Сибирь, ЯНАО) и Крапивинское (Омская область), а также по другим месторождениям (в основном — в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции).

Апробация работы. Основные научные положения и практические результаты диссертационной работы докладывались на научно-практическом семинаре АИС — АО НПЦ «Тверьгеофизика» «Проблемы качества ГИС» (г. Тверь, 1997 г.), на научно-практическом семинаре «Проблемы идентификации фациальной принадлежности и генезиса нижне-среднемеловых отложений и пути их решения методом ГК и его спектральной модификации С-ГК по соотношениям — калий / уран / торий» в компании «РЕТЯОВКАЗ» (г. Сан-Сальвадор де Баия, 1996 г.), на НТС ОАО «Сибнефть» (г. Ноябрьск, 1997 г., г. Москва 2001 г.) и НТС ОАО «ТНК — ВР Менеджмент» (г. Москва 2003 г.).

Публикации. Основные защищаемые положения изложены в пяти опубликованных по теме диссертации работах, в том числе: сборники научных трудов ВНИИ геосистем — 2 публикации, сборник научных трудов.

ЗапСибНИГНИ (г. Тюмень) — 1 публикация, журнал «Геология нефти и газа» — 1 публикация, журнал «Геофизика» — 1 публикация.

Личный вклад. В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные лично автором во ВНИИгеосистем и его подразделениях, начиная с 1988 года. Разработанная методика нашла свое практическое применение в процессе трудовой деятельности автора в российских нефтяных компаниях: 1997 — 2002 г. г. — в ОАО «Сибнефть» — 2002 — 2004 г. г. — в ОАО «ТНК» и ОАО «ТНК — ВР Менеджмент».

Объем и структура работы.

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 305 страницах машинописного текста, включая 54 рисунка, 42 таблицы, библиография включает 119 наименований.

Выводы по разделу 4 :

При изучении фильтрационно-емкостных характеристик пород-коллекторов первоочередной интерес представляет выявление их взаимосвязей с продуктивностью пластов и объемом У В, содержащемся в поровом пространстве. Проведенное нами для месторождений различных регионов РФ и зарубежных стран сопоставление параметра неоднородности с величинами среднесуточного начального (входного) дебита показало наличие достаточно тесных прямых зависимостей. Использование их позволяет осуществлять прогноз начального дебита скважин по известным величинам, определяемым по данньм ГИС.

Полученные результаты можно использовать для решения практических задач анализа и проектирования разработки на основе критериев интегрированного анализа материалов сейсморазведки и данных ГИС — для построения дифференцированных типов моделей объектов разработки. Такие модели могут быть простыми и комбинированными — число типов зависит от исходных данных и конечной цели. Два основных исходных вида — модели «продуктивность» и «типы разрезов». Модель «продуктивность» отражает распределение коэффициента продуктивности по разрезу и по площади залежимодель «типы разрезов» (с характерными песчанис-тостью и расчлененностью) — распространение участков с одинаковой или сходной литофациальной принадлежностью, что влечет за собой наличие одинакового количества продуктивных прослоев в резервуаре, их сходные.

ФЕС, эффективные толщины и т. п.

Данные методики можно также использовать в практике подсчета запасов УВ с их последующей дифференциацией по структуре запасов (активные, слабоактивные и т. п.). В первом приближении задача распределения запасов нефти по площади залежи решается с помощью карт эффективных нефтенасыщенных пластов и карт удельных запасов нефти. Однако, обе карты, давая представление о количественном распределении запасов нефти по площади, не дают информации о качестве запасов в отдельных зонах залежи с точки зрения степени их участия в разработке. С этой целью при дифференциации запасов нефти необходимо применять методы, учитывающие изменчивость параметров пласта, имеющих основное влияние на процесс разработки. (Некоторые из таких методов дифференциации изложены в работе [38]).

Предлагаемая методика позволяет дифференцировать запасы на основе некоторого усредненного комплексного параметра неоднородности, который позволяет учитывать неоднородность на всех её иерархических уровнях — от ультрамикрои микронеоднородности до мегаи мезо-неоднородности.

5. ДАЛЬНЕЙШИЕ ПУТИ УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ РАЗРАБОТАННЫХ МЕТОДИК.

Усовершенствование разработанных методик планируется по трем направлениям, два из которых следует отнести к количественной оценке, а третье — к качественной оценке неоднородности.

Первое направление — уточнение параметра N кол в формуле расчета КНи. В формуле расчета интегрированного коэффициента неоднородности КНи, которая приводится в п. 2 раздела 3.3, необходимо уточнение параметра N КОЛ (число пропластков коллектора целевого пласта в разрезе скважины). На данном этапе исследований число N кол не отражает соотношения мощностей каждого пропластка по интервалу разреза.

Приведем простой пример. Пусть в разрезе соседних скважин вскрыт продуктивный пласт эффективной толщины 9 м с тремя пропластками коллектора, которые по соотношению эффективных толщин пропластков распределяются следующим образом :

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В результате выполненных работ была разработана методика обоснования потенциальной продуктивности отложений прибрежно-морского и аллювиального генезиса через комплексную оценку литофациальной неоднородности по данным ГИС с использованием материалов сейсморазведки 20, сочетающая в себе как повышение эффективности геологоразведочных работ (в плане обоснования поисково-оценочных скважин при доразведке месторождений УВ), так и оптимизацию размещения высокодебитных эксплуатационных скважин на основе комплексного использования результатов геолого-геофизических исследований скважин, сейсморазведки, лабораторного изучения керна и испытания пластов (с акцентированием основного внимания на методы ГИС).

По итогам проведенных исследований были получены следующие основные результаты :

1) В процессе исследований было установлено, что в терригенных отложениях прибрежно-морского и аллювиального генезиса количественные показатели геологической неоднородности отражают фациаль-ную принадлежность пластов-коллекторов.

2) Научно обоснована необходимость выполнения литофациального ГИС-анализа для более достоверной и объективной оценки ФЕС коллекторов и их потенциальной продуктивности по следующей схеме: — установление фациальной принадлежности разреза скважины в исследуемом интервале.

— выявление взаимосвязи определенного фациального литотипа с соответствующими ему показателями неоднородности.

3) Для терригенных отложений прибрежно-морского и аллювиального генезиса выявлена следующая закономерность: качественным признакам литофациальной неоднородности, определяемым по имиджам кривых ГИС.

ПС, ГК), соответствуют количественные критерии неднородности (определяемые по данным интерпретации одноименного метода ГИС), учитывающие изменение ФЕС терригенного коллектора в зависимости от варьирования эффективных толщин, пористости и количества пропластков коллектора в продуктивном интервале разреза.

4) Дебит скважины находится в прямой зависимости от фациальной принадлежности продуктивного интервала к определенной группе фаций, обусловленной палеогеографическими условиями седиментации. Эта зависимость аппоксимируется через интегрированный коэффициент неоднородности.

5) Разработана оригинальная методика определения геологической неоднородности разреза по геолого-геофизическим данным по авторскому уравнению интегрированного коэффициента неоднородности, адекватно отображающую литофациальную неоднородность фаций пород при-брежно-морского генезиса и аллювиального генезиса на всех иерархических уровнях неоднородности.

6) Выявлены критерии интегрированного анализа по комплексу геолого-геофизических параметров для классификации фаций терригенных отложений, определяющиеся : — гранулометрическим составом осадков и полнотой гранулометрического ритма (определяется по ГИС) — - граничными значениями геофизических параметров (ПС, ГК, и её спектральная модификация, наклонометрия) — - эффективными толщинами песчано-алевритовых слоев и количеством продуктивных пропластков внутри отдельных слоев, а также их вертикальным распределением по разрезу — - диапазоном изменения средних значений фильтрационно-емкостных свойств фаций (варьированием параметров продуктивности скважин).

По теме диссертации опубликованы следующие работы :

1. Ахияров A.B. Выделение и трассирование резервуаров в неокомских отложениях Сургутского и Нижневартовского сводов в зоне их сочленения. — Сборник научных трудов ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1987.

2. Ахияров A.B. Решение задач фациального анализа по материалам сейсморазведки и данным ГИС на примере юрских отложений Талинского месторождения. — Сборник научных трудов ВНИИ Геоинформсистем, М, 1992.

3. Ахияров В. Х., Ахияров A.B., Поляков Е. Е. Разработка методики идентификации фациальных обстановок формирования продуктивных отложений по геолого-геофизическим данным. — Сборник научных трудов ВНИИ Геоинформсистем, М., 1997.

4. Ахияров A.B. Оценка неоднородности средне-верхнеюрских отложений Северо-Юрьевского месторождения по данным ГИС. — «Геофизика» № 2 1997.

5. Ахияров A.B. Критерии интегрированного анализа для оценки неоднородности терригенных отложений прибрежно-морского генезиса. — «Геология нефти и газа» № 10 1997.