|
УДК 553.982:553.048:550.834 |
Об использовании сейсмических данных при доразведке и подсчете запасов нефтяных месторождений
Б. В. Семакин, Е. Б. Грунис, М. А. Завесин (Татнефтегеофизика)
В последние годы наблюдается значительный прогресс в развитии методики сейсморазведочных работ. В настоящее время при проведении сейсморазведки в ТатАССР применяют плотные схемы наблюдений с расстояниями между пунктами возбуждения и приема не более 50 м, обеспечивающими 24-кратное прослеживание отражающих границ.
На временных разрезах почти повсеместно четко фиксируются отражения от кровли яснополянского надгоризонта (У) и кровли верейского горизонта (В). Наряду с этим для повышения точности структурных построений ведется тщательный учет неоднородностей верхней терригенной толщи до поверхности нижнепермских отложений, отражение от которой также отмечается на временных разрезах.
Совершенствование методики работ обусловило повышение достоверности получаемых результатов. Так, за 1976-1981 гг. подтверждены 34 из 36 введенных в глубокое бурение поднятий по горизонтам карбона, выявленных и подготовленных сейсморазведкой на западном склоне Южно-Татарского свода и в Мелекесской впадине.
Высокая точность картирования структурных планов отражающих горизонтов в разрезах среднего и нижнего карбона позволяет детально изучать строение ловушек, в том числе по базисным горизонтам разработки, на нефтяных месторождениях, выявленных единичными скважинами, т. е. решать задачи доразведки месторождений. На этой стадии, особенно если бурение ограничено несколькими скважинами, по материалам которых невозможно получить правильного представления о строении продуктивных пластов, составленные структурные планы оказываются весьма полезными. Они используются при определении точек заложения последующих разведочных скважин, подсчете запасов, а также для оптимизации сети добывающих скважин.
На данном этапе сейсморазведочные работы МОГТ ТатАССР проведены на 17 месторождениях, в результате чего составлены рекомендации на заложение дополнительных разведочных скважин. Реализация предложенных рекомендаций на Кутушском, Краснооктябрьском, Новоибрайкинском, Енорусскинском, Бурейкинском, Ивашкинско-Малосульчинском и Камышлинском месторождениях позволила уточнить контуры и этажи нефтеносности и показала реальную возможность использования данных сейсморазведки для подсчета запасов.
Для примера рассмотрим результаты работ по доразведке на Енорусскинской, Бурейкинской и Аксубаево-Мокшинской площадях.
Енорусскинское поднятие было введено в глубокое бурение в 1960 г. Оно расположено на восточном бортовом склоне Мелекесской впадины в пределах Енорусскинско-Кутушской зоны поднятий. Первыми же скважинами (51, 54, 84) здесь открыто месторождение нефти.
Промышленные скопления ее установлены в карбонатах нижнего (турнейский ярус) и среднего (верейский горизонт, башкирский ярус) карбона и в терригенных образованиях тульского и бобриковского горизонтов нижнего карбона.
Ко времени подсчета запасов нефти (Татнефтегазразведка, 1976 г.) на Енорусскинском месторождении и в непосредственной близости от него было пробурено 18 скважин. Три из них ликвидированы по геологическим причинам. Плотность сети составляла 1 скв. на 9 км2.
В отложениях турнейского яруса выявлены две залежи нефти, приуроченные к двум поднятиям, которые отделены друг от друга прогибом (рис. 1, а). Первая залежь расположена на юго-западном поднятии. Она вскрыта и оконтурена семью скважинами, в трех из них (84, 158, 191) установлены продуктивные пласты, в четырех (53, 82, 188, 197) пласты-коллекторы водонасыщенные. Испытание пластов-коллекторов проводилось в скв. 53, 158, 191. Вторая залежь нефти приурочена к северо-восточному поднятию. Она вскрыта и оконтурена 11 скважинами, из них в 7 установлены продуктивные пласты, при этом, опробованы 6. Учитывая материалы, полученные при опробовании, которые согласуются с результатами геофизических исследований, нижнюю границу рассматриваемых залежей в турнейском ярусе принято проводить на абсолютных отметках от -1074 до -1079 м. Тип залежей - массивный. Площадь первой залежи составляет 10,75 км2, второй - 28 км2.
В 1979 г. трестом Татнефтегеофизика в пределах Енорусскинского месторождения выполнены сейсморазведочные работы МОГТ с целью уточнения положений контуров залежей нефти. Плотность сети профилей составила в среднем 1,9 км/км2. В результате проведенных исследований установлено, что по отражающему горизонту У Енорусскинская структура имеет более сложное строение, чем считалась ранее по данным глубокого бурения, и представлена рядом поднятий (I-X), имеющих линейные размеры от 1X3 до 0,8X1 км и амплитуды от 20 до 60 м (см. рис. 1, б). Самое высокое гипсометрическое положение сводовых частей рассматриваемых поднятий характеризуется абсолютными отметками от -1010 до -1030 м, а отдельные вершины (I) закартированы на отметках от -980 до -1000 м. Поднятия разделены между собой узкими прогибами, в которых кровля тульского горизонта фиксируется на отметках -1060 и -1080 м.
Толщина осадков яснополянского надгоризонта (от кровли тульских отложений отражающего горизонта У), залегающих над продуктивными породами турнейского яруса, по скважинам глубокого бурения, за исключением скв. 82 и 190, вскрывших предвизейские врезы, составляет 20-25 м. Исходя из этого можно считать, что поверхность тульского горизонта в целом повторяет поведение кровли турнейского яруса. Если принимать горизонт У за поверхность отложений турнейского яруса, внешний контур нефтеносности залежей этого возраста на структурной карте следует проводить на отметках от -1050 до -1055 м. В результате в пределах месторождения выделяются пять обособленных залежей, общая площадь которых составляет 46,25 км2, что на 8 км2 больше площади, рассчитанной по данным бурения. Приращение происходит из-за включения в контур месторождения дополнительных близрасположенных положительных локальных осложнений (II, IV, VII, IX, X).
Достоверность структурных построений, выполненных на участке месторождения по горизонту У, определяется рядом факторов. Во-первых, по материалам МОГТ повсеместно уверенно коррелируются соответствующие отражения, во-вторых, на площади имеется достаточно равномерная сеть глубоких скважин, позволяющая выбрать близкое к истинному распределению скоростей в толще между поверхностями нижнепермских и тульских отложений. В-третьих, сеть сейсмических профилей, отработанных здесь, отвечает задаче картирования характерных для данной площади нижнекаменноугольных поднятий размерами IX (2-3) км. Профили располагаются на расстояниях 0,7-1 км друг от друга, плотность их сети составляет 1,7-2,3 км/км2. Пункты наблюдения вдоль профилей устанавливаются на расстоянии 50 м один от другого; в среднем один пункт характеризует участок размером 0,025 км2. Такая плотность размещения пунктов сейсмических наблюдений почти исключает элемент субъективизма при оконтуривании поднятий и соответственно залежей нефти в нижнем карбоне.
На поднятии VII после проведения сейсмических работ, в 1982 г., пробурена скв. 3824 Енорусскинская, вскрывшая кровлю тульского горизонта на той же абсолютной отметке (-1021 м), что и по данным сейсморазведки. В скважине установлены нефтенасыщенные карбонатные породы турнейского яруса.
По материалам геофизики, кроме выполнения структурных построений удалось выделить и протрассировать полосы предвизейских эрозионных врезов (см. рис. 1, б), являющихся зонами развития терригенных коллекторов увеличенной толщины.
Таким образом, на Енорусскинском месторождении сейсморазведка в комплексе с данными глубокого поисково-разведочного бурения представляет необходимые материалы для подсчета запасов в нижнекаменноугольных залежах.
Бурейкинскоё месторождение в тектоническом отношении приурочено к поднятию, расположенному на восточном борту Мелекесской впадины. В его пределах в различных горизонтах открыто шесть, почти совпадающих в плане залежей нефти. Пять из них связаны с карбонатами башкирского и каширского ярусов, а также Верейского горизонта среднего карбона, одна - относится к терригенным коллекторам бобриковского горизонта нижнего карбона. Тип залежей в верейском и бобриковском горизонтах и каширском ярусе пластово-сводовый, в башкирском ярусе - массивный.
К моменту подсчета запасов (1976 г.) на месторождении и в непосредственной близости от него было пробурено 12 глубоких поисково-разведочных скважин (рис. 2, а). Размер залежи нефти в бобриковском горизонте (пласт C1bb1), установленный по данным бурения этих скважин, 2,3X5,8 км, площадь ее 12,4 км2, высота структуры 38 м.
Контур нефтеносности, проведенный с учетом результатов сейсморазведочных работ, несколько отличается от установленного по данным бурения. При этом мы исходили из того, что структурные планы кровли бобриковского и тульского горизонтов с большой детальностью повторяют друг друга. Толщина отложений между этими поверхностями составляет 8-12 м (в среднем 10 м). Вследствие этого контур нефтеносности на структурной карте по отражающему горизонту У контролируется абсолютной отметкой - 1220 м. По данным сейсморазведки бобриковская залежь Бурейкинского месторождения представлена двумя обособленными участками (см. рис. 2, б): северо-западный размером 3,75км2 и восточный - 7,25 км2, суммарная площадь их 11 км2.
После проведения сейсморазведочных работ в пределах Бурейкинского месторождения пробурены 32 добывающие скважины, по материалам которых площадь распространения нефтенасыщенных коллекторов бобриковского горизонта составляет 9,2 км2 (см. рис. 2, в). Эта величина достаточно близка к определенной по сейсмическим данным.
Необходимо отметить, что на участке месторождения не удалось обеспечить необходимой плотности сети сейсмических профилей. Средняя плотность составляет 1,7-1,8 км профилей на 1 км2, однако в пределах восточной залежей из-за расположенного здесь населенного пункта расстояние между профилями достигает 2 км и более (см. рис. 2, б). Это обстоятельство отрицательно сказалось на точности структурных построений. Установленная в местах расположения добывающих скважин среднеквадратическая погрешность определения глубин до кровли тульского горизонта (отражающий горизонт У) составляет около ±10 м. Эта величина, очевидно, могла быть меньшей при обеспечении достаточной плотности сети сейсмических профилей.
Согласно технологической схеме разработки Бурейкинского месторождения было предусмотрено бурение 57 скважин (44 добывающие и 13 нагнетательных). После уточнения сейсморазведкой структурного плана месторождения бурение девяти скважин, попадающих в неблагоприятные структурные условия, было отменено, что дало экономию в 650 тыс. руб.
В пределах Аксубаево-Мокшинского месторождения залежи нефти открыты в отложениях среднего и нижнего карбона, а также терригенного девона. Результаты проведенных сейсморазведочных работ уточнили представления о геологическом строении залежей нефти, выявленных в терригенных породах нижнего карбона.
Мокшинское и Сергиевское поднятия по результатам проведенных работ расчленяются на ряд более мелких, но тем не менее четко выраженных структур, разделенных прогибами (рис. 3). К ним могут быть приурочены самостоятельные залежи нефти в отложениях бобриковского горизонта.
Методика сейсмических исследований на Аксубаево-Мокшинском месторождении была направлена на максимально возможное повышение разрешенности сейсмических записей. С этой целью существенно сокращены базы группирования сейсмоприемников, возбуждение упругих волн осуществлялось зарядами небольшой массы (до 0,4 кг) в одиночных скважинах на оптимальных глубинах. В процессе обработки материалов выполнена деконволюция как первичных записей, так и суммотрасс после накапливания. Результативные временные разрезы характеризуются видимой частотой записи в интервале 60-80 Гц. Это обеспечило разделение отражений от кровли и подошвы терригенной пачки нижнего карбона. В интервале между этими отражениями на отдельных участках профилей выделены непротяженные горизонтальные оси синфазности, предположительно отождествленные с отражениями от ВНК. Правомерность такого отождествления подтверждается материалами скв. 85, вскрывшей ВНК. На временном разрезе сейсмического профиля на этом участке наблюдается горизонтальная ось синфазности на уровне ВНК.
Контуры залежей в бобриковском горизонте на Аксубаево-Мокшинском месторождении уточнены на основании структурной карты по отражающему горизонту У и положению зон ВНК, прогнозируемых по данным сейсморазведки.
Аналогично применению сейсмических данных для доразведки залежей в отложениях нижнего карбона структурные построения по отражающему горизонту В целесообразно использовать и при составлении подсчетных планов по верейско-башкирским продуктивным пластам.
Таким образом, методика доразведки нефтяных месторождений по материалам сейсмики в комплексе с данными глубокого поисково-разведочного бурения сводится к следующему.
1. На площади месторождения и прилегающих участков, с целью получения детальных структурных планов проводятся сейсморазведочные исследования с плотностью сети профилей, определяемой, в частности, размерами и конфигурацией ловушек, контролирующих залежи. Для современного этапа изученности Урало-Поволжья, когда в основном разведуются месторождения площадью 2-3 км2, плотность сети профилей должна быть не менее 2- 2,5 км на 1 км2. Расстояние между профилями желательно иметь то же, что и между рядами (проектными) добывающих скважин. При таком размещении профилей плотность их может достигать (например, при сетке скважин 400X400 м) 5 км профиля на 1 км2 площади.
2. По данным опробования единичных скважин (а в отдельных случаях и по материалам сейсморазведки) определяется положение ВНК залежей. На структурных картах по отражающим горизонтам, залегающим близко к продуктивным пластам, с учетом средней величины несовпадения тех и других проводятся контуры (внешние) нефтеносности залежей.
Приведенные примеры свидетельствуют о перспективности привлечения материалов сейсморазведки для доразведки и подсчета запасов. В комплексе с данными бурения и опробования скважин сейсмические материалы, особенно полученные по высокоразрешающей методике, позволяют достаточно достоверно определять контуры и площадь нефтеносности продуктивных пластов. Это исключает переразведку мелких залежей, экономит разведочный метраж, повышает точность подсчета запасов на стадии разведки месторождений, а в последующем - эффективность эксплуатационного бурения благодаря сокращению непроизводительных затрат на проходку непродуктивных скважин.
Поступила 10/X 1982 г.
Рис. 1. Структурные карты по кровле тульского горизонта Енорусскинского месторождения, построенные по данным глубокого поисково-разведочного бурения (на 1/1 1976 г. - а) и по материалам сейсморазведки - отражающий горизонт У (на 1/1V 1980 г. - б).
1 - изогипсы кровли тульского горизонта, м; 2 - сейсмические профили; контуры нефтеносности залежей в турнейском ярусе: 3 - принятые при первоначальном подсчете запасов, 4 - по материалам сейсморазведки; 5 - зоны предвизейских эрозионных врезов по материалам сейсморазведки; 6 - в числителе номер скважины, в знаменателе - абсолютная отметка кровли тульского горизонта; I-X - поднятия по отражающему горизонту У
Рис. 2. Структурные карты по кровле тульского горизонта Бурейкинского месторождения, построенные по данным глубокого поисково-разведочного бурения (на 10/XII 1976 г. - а), по материалам сейсморазведки - отражающий горизонт У (на 1/V 1980 г.- б), поисково-разведочного и эксплуатационного бурения (на 1/1 1982 г. - в).
Внешние контуры нефтеносности залежи в бобриковском горизонте: 1 - принятые при первоначальном подсчете запасов, 2-по материалам сейсморазведки, 3 - после бурения добывающих скважин. Остальн. усл. обозн. см. на рис. 1
Рис. 3. Геологический разрез отложений яснополянского надгоризонта Аксубаево-Мокшинского месторождения (Мокшинское поднятие) по данным поисково-разведочного бурения (а), поисково-разведочного бурения и сейсморазведки (б).
1 - песчаники; 2 - песчаники нефтенасыщенные; 3 - алевролиты; 4 - аргиллиты; 5 - известняки; 6 - предполагаемая залежь; 7 - эрозионная поверхность