Детальная корреляция пластов группы БС на Правдинском нефтяном месторождении в связи с вопросом применимости методики автокорреляции скважин по данным ГИС

Введение

При разработке сложнопостроенных месторождений, на поздних стадиях эксплуатации, когда оно уже разбурено сеткой скважин, появляется возможность уточнения детального строения месторождения, с целью корректного прогнозирования продуктивных толщин на еще не разбуренных участках и возможности применения каких-либо геолого-технологических мероприятий (ГТМ). Одним из инструментов минимизации рисков при прогнозировании продуктивных толщин является детальная корреляция пластов, с отсеканием не связанных пропластков.

Проведение детальной корреляции на сложных месторождении решает сразу несколько важных задач: позволяет проследить распространение песчаных тел; уточнить карты продуктивных толщин; избавиться от наклонных уровней водо-нефтяного контакта (ВНК); уточнить структурную модель месторождения; проанализировать особенности осадконакопления на площади исследований; скорректировать систему разработки месторождения; выделить наиболее «работающие» пропластки с целью повышения эффективности проведения ГТМ. Детальная корреляции это длительный процесс, который в случае сложнопостроенного месторождения требует большого количества времени. В связи с чем, автоматизация данной задачи позволяет многократно уменьшить затрачиваемое время и ресурсы на корреляцию.

В настоящий момент проводится работа по составлению методики автокорреляции и ее апробация на данных ГИС месторождений компании «Роснефть». Данная статья, из серии статей, посвящена первому этапу работ, в ней производится анализ и корректировка строения пластов, которые в будущем будут выделены с помощью автокорреляции. Этап включает сбор исходных данных, анализ строения месторождений, с целью дальнейшего корректного сравнения результатов полученных автокорреляцией и корреляцией, проведенной специалистом геологом. Последующие этапы подразумевают под собой разработку методики автокорреляции, рекомендации использования методики и алгоритмов для различных типов пластов, апробация программного модуля на месторождениях компании. Анализ геологического строения показан на примере Правдинского месторождения.

По существующей модели на Правдинском месторождении нефтеносны 12 пластов – АС₉, АС₁₀, АС₁₁, БС₅, БС₆, БС₈, БС₉, БС_16-17, БС₁₈, БС_19-20, БС_21-22 и ЮС₀ (баженовская свита), которые включают 29 залежей.

На месторождении пробурено порядка 100 разведочных и 1500 эксплуатационных скважин, благодаря чему месторождение хорошо изучено в целом. Степень и количество отбора проб нефти позволяет корректно определить свойства нефтей месторождения (кол-во). Вынос и изученность кернового материала с учетом привлечения месторождений-аналогов позволяет объективно построить и оценить петрофизическую модель месторождения. Площадь практически полностью охвачена сейсмическими исследованиями 2D и 3D.

Залежи группы БС содержат основное количество запасов (более 84%) и хорошо изучены, залежи группы АС являются второстепенными (2,8% запасов), возвратными объектами разработки, добыча с которых ведется путем перевода скважин на вышележащий горизонт (рисунок 1). Наименее изучены пласты ачимовской толщи, которые вскрыты 55 скважинами (8,1% запасов) и пласты баженовской свиты (5,1% запасов) – вскрыты 31 скважиной. С точки зрения детальной корреляции в настоящий момент интересны пласты группы БС, так как именно по ним ведется основная добыча нефти и на них приходиться практически все проводимые на месторождении ГТМ. [1]

Рис. 1 – Типы отложений пластов Правдинского нефтяного месторождения

На момент накопления пластов группы БС, территория Юганского Приобья представляла собой некомпенсированный замкнутый бассейн (закрытое локальное палеоморе). Песчаные отложения пластов БС_1-12 являлись разнообразными морскими телами, приуроченных к шельфовой части бассейна. Источником материала служила палеорека, впадавшая в море, намного восточнее от исследуемой площади. [2]

Сейсмические исследования 3D проводились в разные годы и сделаны в объеме 680 км², охватывающей лишь восточную и северо-восточную части лицензионного участка. Площадь покрытия территории 3D сейсморазведкой в основном находится в окраинных территориях, и затрагивают продуктивные площади месторождения только частично. Наличие разведочных скважин, расположенных относительно равномерно по площади, позволяет строить структурные поверхности по отражающим горизонтам методом средних скоростей. Карты использовались при проведении корреляции, при детальной корреляции использовать их не было возможности вследствие ограниченной разрешающей способности 3D сейсморазведки.

На момент проведения настоящей работы было дополнительно пробурено 11 разведочных и 175 эксплуатационных скважин, проведены 3D сейсмические исследования, покрывающие часть площади месторождения, что не учтено в имеющемся представлении о строении пластов. Полученные новые данные в значительной степени изменили представлении о строении месторождения. Пласты группы БС являются наиболее продуктивными, и в настоящее время именно по ним происходит разбуривание, не охваченных разработкой площадей, и проводятся ГТМ, поэтому учет детального строения данных пластов во многом повышает эффективность разработки.

Необходимость проведения перекорреляции и детальной корреляции по пластам группы БС вызвана следующими основными геологическими факторами: необходимостью отказаться от наклонных уровней ВНК; уточнить структурную модель пластов; проанализировать особенности осадконакопления на площади исследований с учетом сейсмических данных; спрогнозировать распространение песчаных линз; выбрать зоны наиболее эффективные для проведения различного рода ГТМ.

Существующее представление о строении пластов несколько условное, так как нельзя судить с полной уверенностью о строении пласта без учета сейсмических данных и без проведения детальной корреляции. Все это повлияло на форму выделения залежей в прошлом, и в частности, ранее была недооценена площадь нефтеносности. Уровни ВНК по многим пластам установлены условно, к примеру, в различных участках северной залежи пласта БС₉ уровень ВНК значительно отличается, при этом был принят средний уровень по все зонам, по некоторым залежам пластов принят наклонный ВНК. Все эти не точности и условности не позволяют в полной степени обоснованно прогнозировать продуктивные толщины. Рассмотрим каждый пласт в отдельности, показывая изменения в интерпретации строения пластов сейчас и ранее.

Корреляция пластов БС₅ и БС₆ не вызывает каких-либо трудностей, это связано с тем что данные пласты имеют повсеместное распространение на лицензионной площади, представлены выдержанными, однородными песчаными пропластками, и разделены региональной пачкой Пимских глин.

Результатом детальной корреляции пласта БС₅ является отсечение нижнего водоносного горизонта, что на структурное строение продуктивной части не повлияло. Проведенная детальная корреляция пласта БС₆ выявила, что пласт делиться на два подсчетных объекта с различными уровнями ВНК. Не смотря на наличие зон замещения и выклинивания детальная корреляция данных пластов не вызывает сложностей.

Наибольший интерес с точки зрения детальной корреляции и анализа осадконакопления представляют пласты БС₈ и БС₉, так как пласты имеют шельфовое осадконакопление, повсеместно осложнены зонами замещения и выклинивания, и именно по этим пласта в настоящее время ведется интенсивное разбуривание и доразведка.

Пласт БС₉, в настоящее время, представлен одним подсчетным объектом, состоящим из четырех, структурно-литологических залежей (рисунок 2), с различными уровнями ВНК. Анализ карт имеющихся общих толщин показывает, что снос материала происходил в северо-западном направлении. График зависимости отметок кровли пласта и подошвы пласта показывает, что пласт возможно представлен двумя обстановками осадконакопления, что, в свою очередь, говорит о возможном выклинивания пропластков при проведении детальной корреляции. Привлечение детальной корреляции вызвано решить проблемы не однозначного уровня ВНК, оценить площадь нефтеносности с учетом сейсмических данных, а так же скорректировать структурную модель пласта.

Рис. 2 – Строение пласта БС₉ до проведение детальной корреляции

Сейсморазведка только частично покрывает залежи, но при этом дает возможность судить о модели осадконакоплении пласта. Анализ данных интерпретации сейсморазведочных данных показал, что пласт представлен клиноформным строением с падением в западном и северо-западном направлениях. Вследствие этого, в разрезе пласта по скважинам четко прослеживаются несколько циклов осадконакопления.

Анализ общих толщин между кровлей пласта БС9 и кровлей Алымской свиты показывает (рисунок 3), что кромка шельфа проходит по западной границе замещения залежи, где находятся наиболее мощные линзы коллекторов. Таким образом, перекоррелировав пласт, удалось выделить три пропластка с различными горизонтальными уровнями ВНК. Так же значительно увеличилась площадь нефтеносности благодаря анализу сейсмических карт. В результате проведения детальной корреляции и выделения 3 циклов осадконакопления, удалось корректно установить уровни ВНК, выделить зоны замещения и выклинивания пластов.

Пласт БС₈, в настоящее время так же, представлен одним подсчетным объектом, состоящим из трех, литологически ограниченных залежей (рисунок 3), с различными уровнями ВНК, в том числе наклонными. Анализ карт общих толщин показывает, что снос материала происходил в западной и северо-западном направлениях.

Рис. 3 – Строение пласта БС₈ до проведение детальной корреляции

Аналогичным образом был проведен анализ осадконакопления пласта БС₈. При проведении детальной корреляции было выделено два цикла осадконакопления, тем самым оконтурились залежи пластов БС₈¹ и БС₈², черепицеобразно перекрывающих друг друга со сдвигом на запад вышележащих горизонтов.

Как и по пласту БС₉ максимальные эффективные толщины контролируются границей кромки шельфа пласта, который установлен по резкому увеличению общих толщин между кровлей пласта и субгорузонтальной поверхностью Алымской свиты (рисунок 5). В результате проведения детальной корреляции пласта удалось выделить два цикла осадконакопления. В итоге проведения детальной корреляции и выделения 2 циклов осадконакопления удалось корректно установить уровни ВНК, выделить зоны замещения и выклинивания пластов. На рисунке 6 показано направление движения кромки шельфа в западном направлении при осадконакоплении пластов БС₈ и БС₉.

Заключение

В настоящий момент месторождение активно разбуривается, данные ГИС новых скважин подтверждают данную модель строения пластов. Корректировка строения пластов и залежей позволила уточнить подсчетные параметры, обосновать геологоразведочные работы по данным объектам на месторождении: выделены наиболее перспективных направлений доразведки пластов, составлена программа бурения разведочных скважин. В дальнейшем произведенная работа так же явилась частью проекта пересчета запасов Правдинского нефтяного месторождения 2011 года. В рамках технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти по объекту была скорректирована система разработки. Таким образом, произведенная с учетом новых представлений об осадконакоплении и обработки сейсмических данных перекорреляция позволила прирастить запасы на 41% по пластам БС₈ и БС₉, уточнить положение ВНК, отказавшись от наклонных уровней.

При использовании полного набора сейсмических и геологических данных качество действующей геологической модели значительно возрастает. На последующих этапах работы по составлению модуля автокорреляции, правильное представление о строении пластов позволит получать корректные данные об эффективности работы алгоритма.

Для апробации модуля автокорреляции данные два пласта, вследствие того, что они имеют сложное распространение по площади, разделены на циклы осадконакопления, имеют частые зоны выклинивания и замещения. Поэтому важно при создании алгоритма автокорреляции учитывать наибольшее количество особенностей осадконакопления, позволяющих коррелировать самые сложные пласты, тогда алгоритм будет применим к любым видам разрезов.

Литература:

1. Отчет о научно-исследовательской работе «Переоценка балансовых запасов нефти и газа Правдинского месторождения» 1997 года.

2. Нежданов А.А., Пономарев В.А., Туренков Н.А., Горбунов С.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. — М.: Издательство Академии горных наук, 2000. — 247 с: ил. ISBN 5-7892-0053-2