Комплексные геофизические исследования разноуровневых водонефтяных контактов малоамплитудных залежей Западной Сибири

Актуальность исследований. Подсчет запасов нефтяного месторождения базируется на оценке объема порового пространства коллекторов, заполненного углеводородами. Согласно [Методические рекомендации., 2003] при подсчете геологических запасов границей раздела между зоной однофазной фильтрации (из которой в первоначальный период эксплуатации получают безводные притоки нефти) и зоной двухфазной фильтрации (из которой получают притоки воды с тем или иным количеством нефти) является контакт ВНК*- а нижней границей между зоной двухфазной фильтрации и залежью в целом — контакт ВНК. Подсчет запасов нефти рекомендуется проводить до нижней границы залежи — ВНК, поэтому обычно при исследовании месторождений изучают положение ВНК. Несмотря на это, в работе предлагается использовать ВНК* по ряду причин. Во-первых, значение водонасыщенности на уровне ВНК* может быть определено через остаточную водонасыщенность, используя капиллярные кривые, на ВНК — через остаточную нефтенасыщенность по измерениям относительной фазовой проницаемости. Как правило, второй вид исследований выполняется гораздо реже первого в силу своей дороговизны, поэтому использование ВНК* статистически более точно и обосновано. Во-вторых, для решения поставленных задач возможно применение как ВНК, так и ВНК.

Опыт изучения положения ВНК* показывает, что достаточно часто его глубина не является фиксированной величиной на площади месторождения. Существует немало примеров месторождений, характеризующихся разноуровневыми водонефтяными контактами в пределах одного продуктивного пласта. К примеру, только в Западной Сибири известны такие месторождения как Вахское, Двуреченское, Крапивинское, Лугинецкое. Определение первичного уровня ВНК* и выявление причин разного положения ВНК* является ключевой задачей при оценке углеводородного потенциала месторождения при проведении геолого-разведочных работ с целью поиска и разведки месторождений нефти и газа. Корректное определение положения ВНК позволяет более надежно определять запасы углеводородного сырья и точнее оценивать экономический эффект при разработке месторождения. Изучение и учет изменения положения ВНК и геологических факторов разноуровневого ВНК* дает возможность выбирать направление проведения разведочных работ для увеличения площади месторождения.

Изменение положения водонефтяного контакта связывают с целым рядом геологических факторов. В числе первоочередных причин непостоянного ВНК, а именно, наклонного, в литературе приводится гидродинамический фактор [Сайкин С.Ф., 1964].

Речь идет об образовании определенных односторонних наклонов всей плоскости ВНК залежи под напором окружающих пластовых вод. Наклон ВНК под влиянием движения подземных вод возможен при гидродинамически активных режимах, характерных, например, для предгорных впадин.

Еще более слабые колебания отметок ВНК могут возникнуть и за счет разницы температуры и минерализованности пластовой воды на разных участках месторождения [Сайкин С.Ф., 1964].

Одной из наиболее распространенных причин колебаний отметок ВНК* является разница в капиллярных свойствах породы коллектора на различных участках пласта. На участках с меньшей проницаемостью, с меньшими поровыми капиллярами уровень подошвенных и краевых вод оказывается выше [Большаков Ю.Я., 1995; Суханова О. Н. и др., 2008].

Другими причинами значительной разницы в отметках контура нефтеносности являются чисто геологические особенности нефтеносных отложений: наличие литологических барьеров, препятствующих фильтрации флюидовтектонические нарушения, играющие роль экранов и разделяющие месторождение на изолированные областигидродинамическая несвязанность отдельных участков месторождения в связи с фациальной неоднородностью продуктивного пласта.

Особенно актуальна и сложна задача выявления причин разного положения водонефтяного контакта на малоамплитудных месторождениях с небольшими перепадами уровня ВНК*. Трудности прежде всего связаны с тем, что пологая структура месторождения и незначительные перепады ВНК залежей продуктивных пластов не позволяют в полной мере использовать возможности сейсмических данных в силу ограниченной разрешающей способности последних. Кроме этого, необходимо учитывать, что первичное положение ВНК может измениться вследствие разработки месторождения и влияния заводнения в процессе эксплуатации. Указанные выше факторы значительно осложняют задачу выявления причин разного положения ВНК на месторождении и требуют комплексного подхода к интерпретации геолого-геофизической информации, включающего изучение условий осадконакопления, истории тектонического развития, а также вторичных преобразований, обусловленных влиянием постседиментационных процессов.

В качестве объекта исследований было выбрано одно из месторождений, расположенное на юго-восточной окраине Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ). Выбор объекта определялся, с одной стороны, его геологическим 4 строением, соответствующим описанной задачи, а, с другой стороны, наличием данных ЗД-сейсморазведки и большим количеством пробуренных скважин. Выбранный объект типичен для Западно-Сибирского НГБ, а рассматриваемые в работе приемы исследований легко распространить на другие месторождения региона.

Основной целью работы является разработка методики выявления причин разноуровневого положения водонефтяного контакта малоамплитудных залежей на основании комплекса геолого-геофизической информации.

Определение положения водонефтяного контакта, оценка изменений его уровня и выявление причин изменения положения ВНК предполагает решение следующих основных задач:

1. анализ и обобщение имеющегося петрофизического материала, расчет пористости и насыщенности коллекторов;

2. разработка методики литологической типизации разреза;

3. анализ положения ВНК* и выделение блоков с его близким положением по данным.

ГИС и испытаний продуктивных пластов;

4. сопоставление положения ВНК с капиллярным подъемом в породах разного литологического состава;

5. оценка положения зеркала свободной воды, выделение блоков с единым положением зеркала свободной воды;

6. определение фациальной принадлежности продуктивных пластов;

7. сопоставление результатов интерпретации сейсмических данных с положением зеркала свободной воды;

8. выявление основных факторов, контролирующих разный уровень ВНК .

Для решения поставленных задач использовался комплекс геолого-геофизической информации: МОГТ-ЗД сейсмические данные площадью около 165 км — данные ГИС в 120 скважинах (ПС, ПЗ, кавернометрияБК, ИК, БКЗ, резистивиметрияГК, ННК-ТАК в 9 и ГГК-п в 3 скважинах) — результаты испытаний продуктивных пластовописания керна из 4 скважин и исследования образцов из 5 скважин месторождения (Рис. 1).

Научная новизна работы:

Разработан и обоснован способ расчета интервального времени прохождения продольной волны в породе и плотности породы по ограниченному комплексу ГИС (ГК, ПС, НК, сопротивление) на основании специальной петрофизической настройки.

Предложена и обоснована методика определения положения зеркала свободной воды по комплексу ГИС на основании построения функции Леверетта для выделенных по методам ГК и ПС литотипов пород.

Для условий малоамплитудных интенсивно разбуренных месторождений предложена методика выделения границ блоков с разным положением ВНК, основанная на определении уровня зеркала свободной воды, выделении областей предполагаемых границ блоков по зеркалу свободной воды, их локализации по сейсмическим атрибутам.

Т «ш.

309 О л.

3)7 О ш о ззо.

31″ о аг/ о ш ^ Ш о Куа ЯН о.

320 о ззг о о за, а г$ 4 о гы о.

334 о мл о о от 9.

333 «I О.

3о Ку" .V Я и" о.

313 о.

347 г/" '.

333 «.

4 Куп № *.

371 о.

377 о иг О.

3)3.

403 а.

400 о зав о зв" о ггт ч.

446 о.

4 М ггоя о о.

4ог о.

410 433Р1 О.

Куп Л? 1 о щ>

414 О зго о.

Уг.иишиг пГи|Ш1ЧГП*1 чЦиЛШЫ II СО И. АН-р фвкш’ичкии чаигрна.1 г) ОПИСЯМИ".' II ИСС. Н' 1″ 1иННЯ Кь-|ии нспиташи II плоите И мспм (апн* и иисгеЮ* А нспиинжя и п И • ' III ¦ жниишн II И. Ш1С И ИI «испыинпя ¦ К> Н> '.И),.

433 О.

432 О.

4)3 О.

640 О ш «*м 4зз о о о.

43 О 344 о о и" О 433 Кус1 Л" Ч «Т.

430 О гол в.

43″ г 7.

Ш ц?

277 О.

301 о.

273 27″ о о.

К ич .N515 230 2, О я.

333 473 в «0» «И 431 9 о — 310.

Кус. № II ¦

О 4)0 о.

110 О Я* в ««.

1 м/ Л~ 410 в 334 <> '.

1000 2000 т.

Рис. 1. Схема разбуренности месторождения, наличия промысловых и керновых данных. Защищаемые положения: 1. Расчет концентраций макрокомпонент в породе по комплексу ГИС с предварительной пегрофизической настройкой позволяют оценить значения интервального времени прохождения продольной волны в породе и плотности породы в скважинах.

2. Выделение по комплексу ГИС двух типов коллекторов по фильтрационно-емкостным свойствам и использование соответствующих зависимостей функции Леверетта от водонасыщенности позволяют оценивать высоту подъема воды над зеркалом свободной воды и определять коэффициент нефтенасыщенности коллекторов на любой высоте от зеркала свободной воды.

3. Для обоснования блокового строения малоамплитудных интенсивно разбуренных месторождений по комплексу ГИС фиксируются положения первичного ВНК*, рассчитываются глубины зеркала свободной воды, выделяются зоны с единой глубиной зеркала, а в зоне перепада положения зеркала выделяются границы блоков по сейсмическим атрибутам, результатам анализа условий осадконакопления и наличия вторичных преобразований пород.

Практическая значимость:

На основании анализа результатов интерпретации данных ГИС и ЗД-сейсморазведки выявлены основные факторы, повлиявшие на формирование современных.

9 Я залежей (Ю1, Ю1) в верхнеюрских пластах исследуемого месторождения: тектонические движения, которые привели к образованию микроблоковзаполнение ловушки с образованием палеоВНКрасформирование залежей в результате неотектонических подвижек и формирование современных залежей.

Обоснование блокового строения месторождения и уточнение контура нефтеносности в результате выполненных исследований позволили выявить перспективные области, не охваченные эксплуатационным бурением, и определить направления дальнейшего бурения.

Кроме этого, предложенная блоковая модель месторождения послужила основой для выполнения пересчета запасов углеводородов, по результатам которого прирост запасов составил 5%.

Реализованная в работе технология оценки показаний методов АК и ГГК-п, а также способ определения положения зеркала свободной воды с учетом литологического состава пород-коллекторов и расчета нефтенасыщенности коллекторов по вертикали с помощью функции Леверетта после петрофизической настройки на условия месторождения могут использоваться при изучении месторождений Западной Сибири, близких по условиям осадконакопления.

Апробация работы и публикации. Основные положения работы докладывались на Российской конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной «Году Планеты Земля» (г. Москва, 2009 г.) — международной научно-практической конференции по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов «Геомодель» (г. Геленджик, 2008 г. и 2010 г.) — международных конференциях «Наука и новейшие технологии при поисках, разведке и разработке месторождений полезных ископаемых» и «Ломоносов» (г. Москва, 2006 г.) — а также на семинарах кафедр геологии и геохимии горючих ископаемых, сейсмометрии и геоакустики геологического факультета Московского государственного университета им. М. В. Ломоносова.

Основные положения диссертации и результаты исследований по различным направлениям работы изложены в 7 публикациях, из них 2 — в журналах, рекомендованных ВАК.

Структура и объем работы. Диссертационная работа общим объемом 137 страниц состоит из введения, пяти глав и заключения. Список использованных литературных источников включает 95 наименований.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Рассмотрение истории изучения исследуемого месторождения показало, что существовашие до настоящего времени модели месторождения противоречат результатам разработки. Кроме этого, в принятом контуре ВНК* месторождение разбурено, и поэтому необходим поиск новых направлений бурения. При этом существует ряд факторов, осложняющих изучение объекта и препятствующих использованию возможностей сейсмических данных в полной мере, — малая амплитуда структуры месторождения, малые мощности продуктивных пластов, небольшие перепады положения ВНК* залежей.

По комплексу ГИС в разрезах скважин были прослежены отложения баженовской, георгиевской, васюганской, тюменской свитвыделены коллекторырассчитаны ФЕС, а также нефтенасыщенность коллекторов. Из-за отсутствия достаточного количества данных для корректной привязки сейсмических и скважинных данных автором было предложено использовать уравнение среднего времени для расчета интервального времени и аналогичное уравнение для оценки плотности, записанные для объемной модели породы, состоящей из скелета, глинистого цемента и флюида в поровом пространстве. При этом для определения коэффициентов этих уравнений предлагается оценить минеральный состав скелета породы, глинистого цемента, изучить характеристики пластовых вод, учесть пластовые условия.

Анализ проинтерпретированных данных ГИС и результатов испытаний показал,. во-первых, что залежь пластов Ю[ЗБ и Ю)38 представляется единым объектомво-вторых, * что ВНК залежей ведет себя неоднозначно, близко к скачкообразному. По характеру 7 изменения положения ВНК в залежах пластов IOi и K) i удалось выделить блоки с близким по гипсометрическому положению водонефтяным контактом в пределах каждой залежи и скачкообразно меняющимся положением ВНК* между блоками. С целью выяснения причин такого изменения положения ВНК* залежей были рассмотрены изменения капиллярных свойств пород васюганской свиты, выделены зоны вторичных преобразований, восстановлены условия осадконакопления исследуемых отложений, рассмотрены зоны тектонических нарушений.

Анализ керновых данных и построение на их основании функции Леверетта от водонасыщенности показало, что коллектор васюганской свиты представлен двумя типами песчаников с разными капиллярными свойствами. Для выделения этих типов песчаников в разрезе скважины было предложено использовать зависимость коэффициента глинистости, рассчитанного по методу ПС, и двойного разностного параметра ГК. Для учета влияния изменчивости капиллярных свойств пород на положение ВНК было рассчитано положение зеркала свободной воды.

Сопоставление литологического состава пород коллекторов и положения ВНК*, а также определение уровня зеркала свободной воды позволило сделать вывод, что скачкообразное изменение положения ВНК* на площади связано со скачкообразным изменением положения зеркала. По уровню зеркала были выделены блоки с его единым положением.

Комплексный анализ характера изменения положения ВНК*, зеркала свободной воды, структурных карт по кровлям продуктивных пластов и сейсмических атрибутов позволил локализовать границы блоков и разбить исследуемое месторождение на блоки по линиям тектонических нарушений.

Таким образом, на основании комплексного анализа данных ГИС, ЗД-сейсморазведки, испытаний скважин и исследования кернового материала обосновано блоковое строение и выявлены особенности формирования исследуемого месторожденияпоказано, что тектонические нарушения являются границами блоковуточнено положение водонефтяного контакта залежей в пластах Ю12 и Ю13 и определены перспективные направления для дальнейшего бурения.

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ.

АК — акустический каротаж а.о. — абсолютная отметка.

БК — боковой каротаж.

БКЗ — боковое каротажное зондирование.

ВНК — водонефтяной контакт.

ГВК — газо-водяной контакт.

ГГК-п — гамма-гамма-каротаж плотностной.

ГИС — геофизические исследования скважин.

ГК — гамма-каротаж.

Д.е. — доли единиц.

ИК — индукционный каротаж.

КС — кажущееся сопротивление.

МГЗ — микроградиент-зонд.

МОВ — метод отраженных волн.

МОГТ — метод общей глубинной точки.

МПЗ — микропотенциал-зонд.

ННК-Т — нейтронный каротаж по тепловым нейтронам НК — нейтронный каротаж ОВ — органическое вещество ОГТ — общая глубинная точка ПЗ — потенциал-зонд.

ПС — метод потенциалов собственной поляризации РОВ — рассеянное органическое вещество Сорг — содержание органического углерода УВ — углеводороды.

УЭС — удельное электрическое сопротивление ФЕС — фильтрационно-емкостные свойства пород НС1 — соляная кислота.