Вивчення природних резервуарів в ачимівських відкладеннях
Західного Сибіру за допомогою сейсмофаціального і об'ємного атрібутного аналізу
відображених хвиль
Тетяна Малярова, Світлана Зайцева, Сергій Птецов,
д.т.н., Paradigm Geophysical
Валерій Копилов, к.г.-м.н., РГУ нафти і газу ім. І. М.
Губкіна
Михайло Скворцов, НК «ЮКОС»
Пошук
та розвідка природних резервуарів в ачимівських відкладеннях Західного Сибіру
представляє безперечний інтерес, оскільки в них зосереджені величезні запаси
вуглеводнів. Однак проблеми виявлення літологічних екранованих піщаних
лінз у цій частині розрізу пов'язані з тим, що структурний фактор не є
визначальним, а основні критерії виявлення таких резервуарів пов'язані з
умовами бічного заповнення осадових товщ і детальним вивченням будови
кліноформ. Дана робота містить опис результатів і досвіду виявлення таких
резервуарів на основі сучасних технологій інтегрованої інтерпретації
даних 3D сейсморозвідки та ГІС із застосуванням програмних пакетів компанії
Paradigm Geophysical.
Основними
джерелами інформації при пошуку та розвідки природних резервуарів в ачимівських
відкладеннях Західного Сибіру є 3D сейсморозвідка і дані ГІС в свердловинах.
Найкращі колекторські властивості мають пісковики в ундаформенной частини
кліноформ, що утворилися в умовах мілководного шельфу. Менш пористими і
малопроніцаемих є піщані тіла біля підніжжя схилів.
Результати
і досвід виявлення подібних резервуарів на основі сучасних технологій
інтегрованої інтерпретації даних 3D сейсморозвідки та ГІС із застосуванням
програмних пакетів компанії Paradigm Geophysical переконливо свідчать про
високої ефективності підходу. Застосування для сейсмофаціального аналізу
програмного комплексу Stratimagic, а для об'ємного атрібутного аналізу - VoxelGeo,
як показано нижче, дозволяє вирішити головне завдання прогнозу колекторських
властивостей - локалізувати і описати просторову форму складної конфігурації
резервуарів з урахуванням генезису їх утворення. Питома сейсмофаціальний і
атрібутний аналіз відображених хвиль дає можливість визначити положення в
просторі кордону кромки шельфу і від неї спрогнозувати положення
вдольберегових барів та валів. Можливо визначити положення і траєкторію
ерозійних каналів поперек кромки шельфу, за якими відбувався знос піщаного
матеріалу до підніжжя схилу в конуса виносу і визначити їх форму. Результати
такого прогнозування засновані на аналізі матеріалів 3D сейсморозвідки
площею більше 900 км2 і близько 1000 свердловин експлуатаційного та розвідувального
буріння.
Технологія та результати її застосування
ачимівських
сейсмостратіграфіческій комплекс (ССК) на досліджуваної площі, розташованої в
Широтному Пріобье, чітко виділяється на амплітудних розрізах (рис. 1) і
вертикальних перетинах куба псевдоакустіческого імпедансу. Так само, як і в
розрізах свердловин, на сейсмічних даних впевнено простежуються відображають
горизонти, приурочені до глинистих репера: REP1 - глиниста пачка,
перекриває інтервал відкладень Ач1; Rep_Ach - глиниста пачка, що розділяє
інтервали Ач2 і Ач3 і регіональний відображає горизонт Б, відповідний
баженовской почту. Потужність ачимівських відкладень змінюється у великих межах
від 370 м на сході до 70 м на заході площі. Для хвильового поля в досліджуваному
ССК характерні кутові і стратиграфічні незгоди, черепицеподібно
налеганіе більш молодих циклітів на більш древні. Відзначається наявність
ерозійних поверхонь, зон розриву суцільності і виклинювання окремих фаз на
підняттях. В таких складних умовах, перш ніж переходити до кількісного
прогнозом колекторських властивостей резервуарів, необхідно мати уявлення, в яких
умовах був сформований продуктивний інтервал, і виявити найбільш ймовірні
типи пасток.
Аналіз
амплітуд показав, що в інтервалі Ач1 (БС10) можна виділити і простежити в
просторі всі класичні складові кліноформи: шельфову частина
(ундаформа), схилових частина і підніжжя схилу шельфів (фондоформа). У
додаток до цього визначаються кромка шельфу, схилові потоки піщаного
матеріалу, області оползанія і зминання глин на схилі під впливом гравітації і
тектонічної активності і мутьевие потоки в глибоководній частині кліноформи у
підніжжя схилу (мал. 2).
Зіставлення
схеми розподілу амплітуд і карти ефективних товщин в районі
експлуатаційної дільниці дало можливість виділити мутьевой потік,
спрямований до північно-західних кордонів площі. У цей потік потрапляють два
розвідувальні свердловини з ефективними товщиною відкладень Ач1 від 10 до 15 м. У
своєї східної частини потік підсікти кількома експлуатаційними свердловинах. І
якщо на більшій частині території колектори інтервалу Ач1 представлені
малопотужними прошарками пісковиків і алевролітів з ФЕС (фільтраційно-ємнісними
властивостями) трохи вище кондиційних, то в декількох свердловинах на східній
кордоні разбуренного полігону відкладення Ач1 складені потужними прошарками
пісковиків з хорошими колекторськими властивостями - пористістю вище 20% і
проникністю понад 100 * 10-3мкм2. Це вселяє певний оптимізм з точки
зору наявності сприятливих перспектив для подальшої розробки родовища.
Прогноз
ефективних товщин шару Ач1 був проведений за розподілом амплітуд вздовж
однією з палеоізохронной поверхні в досліджуваному продуктивному інтервалі.
Залежність амплітуд від ефективних товщин по 32 розвідувальних свердловин показала
коефіцієнт кореляції R = 0,8 зі стандартним відхиленням 4,8 м. Карта
ефективних товщин (рис. 3) було отримано з карти амплітуд по рівнянню
y = 0,0044848 * x 5,711. На наш погляд, цей прогноз є припустимим, але з
деякий ризик [1], тому що переважна частина свердловин розкрила ефективні
товщини близько трьох-чотирьох метрів, лише на шельфі зафіксовані товщини до 25 м
і в зоні мутьевого потоку до 15 м, а переважна частота спектру сигналу на
цій глибині зменшується до 25-30 Гц, що не забезпечує надійної точності
повсюдного прогнозу товщин тонких пластів.
Можна
умовно розділити полігон 3D сейсморозвідки на три приблизно рівні частини,
орієнтовані в субмеридіональними напрямку. Східна третину полігону
являє собою шельфову частина кліноформи Ач1 і приурочена до пласту БС10.
Тут сформувалися пласти пісковиків з ефективними товщиною до 25 м і
хорошими ФЕС. На жаль, велика частина колекторів в цій зоні є
водонасиченому.
Центральна
частина досліджуваної території - це схилових частина кліноформи. В розрізах свердловин
відкладення схилу представлені в основному глинами і глинистими алевролітами. У
окремих свердловинах зустрічаються рідкісні малопотужні прошаруй колекторів з низькими
ФЕС (Коп = 14-15%, Кпр = 1 * 10-3мкм2). У плані такі прошаруй утворюють вузькі
розгалужені рукавообразние канали, орієнтовані вниз по схилу, тобто в
напрямку зносу уламкового матеріалу.
Західна
третина представляє собою підніжжя схилу. Відкладення цієї частини кліноформи
розкриті одиничними розвідувальними свердловинами. Піщаний матеріал у підніжжі схилу
розносився двома основними потоками. Один потік фіксується південно-західними
свердловинами досліджуваної площі. Ефективні товщини шару Ач1 складають близько 4
м. Другий, більш потужний потік йшов у північно-західному напрямі з поділом
на 2 рукави. Ефективні товщини пісковиків, винесених цим потоком, досягають
8-15 м в розрізах свердловин і за даними 3D сейсморозвідки прогнозуються до 12
-18 М.
Відкладення
Ач2 є основним об'єктом розробки ачимівських товщі на що вивчається
території. Колектора представлені пісковиками і алевролітами з пористістю
17-20% і проникністю 10-40 * 10-3мкм2, ефективні нефтенасищенние товщини
досягають 50 м, у середньому складаючи 20-25 м. Пласти колекторів впевнено корелюються
в розрізах експлуатаційних свердловин. Але в розрізах розвідувальних свердловин,
віддалених від разбуренной експлуатаційним бурінням частини, виникає
неоднозначність при зіставленні окремих прошарку. Особливо помітно це в
північно-східному напрямку, де відбувається зростання загальних і ефективних товщин
Ач2 на схід і південний схід, де розкрита повністю заглінізірованная схилових
частина кліноформи. Достовірно откорреліровать покрівлю інтервалу Ач2 у східній
частини площі вдалося тільки при тісному зіставленні даних сейсморозвідки та
ГІС.
Тонкослоістий
характер розрізу, що має складну внутрішню будову, пов'язане зі
значною зміною ефективних товщин по Латерано і вертикалі, формує
інтерференційні відображення, динамічні та кінематичні характеристики
яких містять істотні похибки. У розрізі ачимівських пачок Ач2 і Ач3
зустрічається велика кількість щільних прошарку, на кордонах з якими
формуються досить сильні за амплітудою відображення. У зв'язку з цим
Високоамплітудний аномалії далеко не завжди пов'язані з опесчаніваніем розрізу.
Проводити кількісний прогноз колекторських властивостей на підставі
зіставлення з динамічними параметрами сейсмічної запису для цього
інтервалу неправомірно, навіть за наявності будь-яких кореляційних
залежностей, тому що велика частка ризику прийняти «випадковість» за «закономірність».
Результати проведеної амплітудної інверсії в цілому не змогли вирішити цю
завдання. Лише на окремих ділянках площі вдалося залучити псевдоакустіческій
імпеданс як допоміжний параметра. У зв'язку з вищесказаним було
прийняте рішення в інтервалі пластів Ач2 і Ач3 проводити прогноз ефективних
товщин за класичною схемою, послідовно переходячи від карт інтервальних
часів до карт загальних товщини і далі до карт ефективних товщин, виходячи з
передумов, що в фондоформенних умовах зростання загальних товщин пов'язаний зі зростанням
ефективних потужностей.
Зіставлення
значень загальних товщини шару Ач2 і карти ізохор, розрахованої між горизонтами
REP_Ach і Ach2, показало стійку лінійну зв'язок з коефіцієнтом кореляції
R = 0,965 на вибірці з 50 точок. Далі був проведений аналіз зв'язку ефективних
товщин з загальними. Було відбраковані кілька свердловин, розташованих у
заглінізірованной південно-східній частині досліджуваної площі з нульовою ефективної
товщиною шару, і дві свердловини в західній частині зйомки 3D, розташовані,
очевидно, в зоні конусів виносу і мають аномально високі ефективні товщини
для цієї ділянки. Після цього залежність стала явно лінійної з коефіцієнтом
кореляції R = 0,9. Далі був доданий ряд експлуатаційних свердловин, що знаходяться
в рамках кордонів 3D, щоб переконатися в правильності нахилу лінійного тренда. На
вибірці з 67 свердловин коефіцієнт кореляції R = 0,9. У підсумку прогнозна карта
ефективних товщин шару Ач2 (рис. 4а) отримана з карти загальних товщин по
наступному рівнянню: у = 0,17336 * x -1,1629.
Далі
спрогнозовані ефективні товщини шару Ач2 були уточнені на локальних
ділянках на основі атрібутного аналізу - амплітуд та акустичної жорсткості. На
багатьох амплітудних палеосрезах і перетинах куба псевдоакустіческой жорсткості,
сейсмофаціальной карті (рис. 5), розрахованої в пакеті Stratimagic, виділяються
вузькі канали виносу теригенно матеріалу. Розподіл схеми псевдоакустіческого
імпедансу (мал. 4б) було порівнювати із картою ефективних товщин, побудованої
по свердловині даними в районі експлуатаційної дільниці. На східному кордоні
разбуренной частини витягнуті аномалії підвищеної жорсткості відповідають
збільшеним ефективним товщина по свердловинах. Досить гладкі ізолінії
карти ефективних товщин, перерахованої з карти загальних товщин, були
відкориговані в цій галузі у відповідності з поведінкою передбачуваних
каналів виносу.
В
напрямі на південь і південний схід від експлуатаційних свердловин було виявлено два
ділянки, можливо, приурочених до локальних зон з збільшеними ефективними
товщиною. Вони відображені на вертикальному перетині амплітудного куба (рис. 1).
Перша
зона пов'язана зі збільшенням інтервальних часів і появою додаткового
максимуму. Свердловин, що розкрила цю зону, на жаль, немає. Тому ми могли
зробити лише умоглядні ув'язнення. Виділена лінза однозначно квартира
на вертикальних перетинах, схемі розподілу акустичної жорсткості (рис. 4б),
схемою сейсмофацій і на карті тимчасової потужності між відображає горизонтом
покрівлі інтервалу Ач2 і додатковим відображає горизонтом всередині інтервалу,
обмежує лінзу на її підошві. Аналізуючи і зіставляючи всю інформацію,
можна припустити, що в цій зоні сформувалася пастка типу «уступів
схилу ». Такі лінзи пісковика утворюються за рахунок скидання псаммітового
матеріалу з кромки шельфу [2]. При відсутності свердловинних даних говорити про
кількісних значеннях ефективних товщин важко, тому на прогнозної карті
ця зона була позначена лише як ділянка передбачуваного збільшення
ефективних товщин.
Друга
перспективна зона розташована між двома розвідувальними свердловинами на півдні
площі. Ефективні товщини в цих свердловинах досить великі і досягають
18-19 м, тому ця зона викликала певний інтерес. Ділянка аномального
поведінки амплітуд було простежено, прокоррелірован додатковий умовний
горизонт Ach2_2 і розрахована схема розподілу максимальних позитивних
амплітуд. На цій ділянці були зіставлені значення амплітуд і ефективних
товщин по 10 довколишніх розвідувальних свердловин. Коефіцієнт кореляції лінійної
регресії R = 0,913. За наступного рівняння y = 0,029971 * x-19, 898 була отримана карта
ефективних товщин для південної ділянки (рис. 4в). Максимальні розрахункові
значення ефективної товщини склали 40-50 м. Але, з нашої точки зору,
вибірка з 10 точок малодостовірні. Тому на фінальній прогнозної карті в
південній частині були отрісовани області з максимальними товщиною 25-28 м (рис.
5а).
Таким
чином, карта ефективних товщин для інтервалу Ач2, отримана за класичною
схемою через інтервальні часи і загальні товщини, була уточнена і
відредагована на локальних ділянках.
Прогнозна
карта коефіцієнта піщанистого отримана як результат ділення карти
ефективних товщин на картку спільних товщини. Перевірка по свердловинах показала дуже
високу точність побудови. Коефіцієнт кореляції карти зі значеннями
піщанистого в свердловинах дорівнює 0,984, стандартне відхилення дорівнює 0,14.
Отже,
найбільш перспективні ділянки для розробки пласта Ач2 розташовані в північній
і північно-східній частинах площі, де ефективні товщини досягають 30-45 м, а
нефтенасищенность резервуара доведена розвідувального буріння.
В
межах досліджуваної території інтервал розрізу, індексованих як Ач3,
виділяється в нижній частині ачимівських продуктивної товщі і є найбільш
потужним. Він виклінівается до західних кордонів зйомки 3D, і кордон виклинювання
легко розпізнається як з розподілу сейсмофацій, так і по поведінці амплітуд
(рис. 6).
Якщо
виходити з положення про те, що на досліджуваної території має поширення
фондоформная частина кліноформи пласта Ач3, то в першу чергу піщані пастки
будуть пов'язані з акумулятивними процесами. Такі пастки приурочені до
турбідітним піщаниках, що сформувалися в двох найбільш типових випадках:
перед
упорами (конседіментаціоннимі локальними і регіональними структурами);
під
западинах [2].
Звідси
випливає, що на найбільш підвищених ділянках палеорельефа піщані різниці
відкладатися не будуть, що підтверджується і фактично. Так, одна з свердловин,
розташована в центрі великого палеоподнятія на південно-сході площі, є
єдиною з тих, що оточують її свердловин, повністю заглінізірованной. У центрі
разбуренного ділянки, як показує поєднання карти ефективних товщин
карти ізохор між горизонтами А і Rep_Ach, на палеоподнятіях фіксуються
ефективні товщини від 0 до 5м, а в палеовпадінах накопичувалися пісковики
потужністю до 15-20 м.
Для
більш якісного моделювання покладів нижній ачимівських пачки треба було
її розчленування на дрібні інтервали розрізу. Достовірно зробити кореляцію з
свердловинах стало можливим, лише використовуючи дані 3D. За вертикальним і по
горизонтальним перетинах сейсмічного куба, з розподілу сейсмофацій чітко
виділяються кордону виклинювання та різкого зменшення товщини окремих
пропластков, що дозволило провести кореляцію додаткових п'яти горизонтів в
межах інтервалу Ач3 (рис. 1), відповідно до яких було виділено 5
пропластков в розрізах свердловин.
Карта
ефективних товщин інтервалу Ач3 отримана так само, як і для Ач2, тобто через
інтервальні часи і загальні товщини. Шляхом поділу карти ефективних товщин на
карту загальних товщин інтервалу Ач3 отримана прогнозна карта піщанистого.
Перевірка по свердловинах показала високу точність побудови. Коефіцієнт
кореляції карти зі значеннями піщанистого в свердловинах дорівнює 0,977,
стандартне відхилення при цьому дорівнює 0,06.
Висновок
Таким
чином, у результаті проведених робіт по інтегрованій інтерпретації даних 3Д
(більш ніж на 900 км2) і даних ГІС для ачимівських товщі отримані наступні
основні результати:
В
межах району робіт піщано-алеврітовие пласти інтервалу Ач1 представлені у
всіх трьох частинах кліноформи: ундаформенной, схиловий і фондоформенной;
інтервал Ач2 представлений схиловий частиною і підніжжям схилу, а найбільш потужний
на даній території інтервал Ач3 виділяється тільки в фондоформенной частини
відповідного кліноцікліта.
спрогнозовані
карти ефективних товщин для всіх пачок ачимівських товщі, а також карти загальних
товщини і піщанистого.
Отримані
результати дозволили намітити найбільш перспективні ділянки для розміщення
експлуатаційних свердловин, а також закласти 7 розвідувальних свердловин на ачимівських
товщу. При цьому одна свердловина припускає відкрити близько 30 м ефективних
нефтенасищенних товщини в інтервалі Ач2 і близько 10 м в інтервалі Ач3.
Список літератури
1.
Левянт В.Б. та ін Граничні умови, способи оптимізації і подтверждаемость
атрібутного прогнозування параметрів продуктивних пластів за даними 3Д і ГІС.
//«Геофізика» спеціальний випуск «Технології сейсморозвідки -1», 2002.
2.
Жарков А.М. Неантіклінальние пастки вуглеводнів в нижньокрейдових кліноформной
товщі Західного Сибіру.// «Геологія нафти і газу», № 1, 2001.
