|
УДК 550.834 |
Возможности сейсморазведки при решении геолого-промысловых задач
Л.Б. БЕРМАН, В.С. НЕЙМАН (ВНИПИморнефтегаз), А.И. АБРИКОСОВ, С.Н. ПТЕЦОВ, И.М. ЧУРИНОВА (ЦГЭ Миннефтепрома), Н.Я. КУНИН (ИФЗ)
Трудности, возникающие при подсчете запасов, и особенно при составлении проектов разработки месторождений нефти и газа, часто обусловлены погрешностями интерполяции скважинных оценок фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов на межскважинное пространство [2]. Избежать эти погрешности можно за счет привлечения данных сейсморазведки, позволяющей оценить физические параметры исследуемых тел практически равномерно и с наперед заданной детальностью в пределах всей площади развития залежей.
Возможности использования сейсморазведки для решения геолого-промысловых задач не могут быть априорно оценены без специальных экспериментов в конкретных геолого-геофизических ситуациях на детально изученных объектах или их частях (В изучаемом масштабе залежи сейсмические параметры почти всегда характеризуют пачку пластов, а не единичный прослой. Такая пачка может содержать как коллекторы, так и неколлекторы.). Полученные данные о ее возможностях при решении геолого-промысловых задач в конкретных условиях и соответствующие результаты применения МОГТ могут быть использованы при разработке изучаемого объекта, а также при разведке и разработке других сходных объектов в регионе.
В качестве объекта, на котором были проведены исследования, взято Покачевское месторождение, расположенное в северо-западной части Нижневартовского свода. В нем выявлены 12 залежей нефти в терригенных отложениях нижнего мела и юры, основные из них приурочены к нижнемеловым толщам АВ и БВ. Залежи пластово-сводовые, их структурные планы подобны, но формы контуров ВНК весьма различны. Несколько залежей распространены на всей площади, другие отличаются локальной нефтеносностью, частично контролируемой микрорельефом. Мощности залежей до 40 м, вязкость нефтей в пластовых условиях не более 2 мПа*с, газовый фактор менее 100 м3/т. Средние значения пористости коллекторов изменяются от 18 до 22 % [1]. На месторождении проведена высококачественная сейсморазведка, имеется большой фонд разведочных, добывающих и нагнетательных скважин, а также значительный геолого-промысловый материал, полученный в процессе разработки девяти залежей нефти [1]. Обработка данных сейсморазведки проведена в ЦГЭ Миннефтепрома с использованием комплекса программ СЦС-3-ПГР. Пластовые скорости в интервале глубин, к которому приурочены нижнемеловые залежи нефти, изменяются от 3100 до 4000 м/с, а плотность пород - от 2,28 до 2,54 г/см3. По данным АК и ГГК, а также сейсмокаротажа вариации акустической жесткости пород по разрезу обусловлены преимущественно вариациями плотности на фоне постепенного увеличения скорости с глубиной.
Основной объем анализируемых ниже исследований проведен по профилю 3, пересекающему месторождение по широтной линии длиной 20 км. Профиль отработан с шагом между пунктами взрыва 50 м и по 24-кратной системе наблюдений.
Для исследования информативности данных МОГТ при решении геолого-промысловых задач были построены эталонные модели для исследуемых залежей, которые характеризуют положения контуров ВНК, изменения нефтенасыщенной и общей мощности коллекторов (нефте- и водоносных), ФЕС нефте- и водонасыщенных отложений, фильтрационную структуру.
Для изучения разреза в толщах АВ и БВ был применен метод группирования пород по ФЕС [2] с использованием данных ГИС, результатов изучения образцов керна, промысловых и гидродинамических исследований, а также данных контроля за разработкой Покачевского месторождения и других сходных нефтяных месторождений Западной Сибири. В результате было выполнено следующее.
1. Уточнены критерии разделения пород на нефте- и водонасыщенные. Установлено, что в разрезе нужно выделять три типа пород: водонасыщенные с Кв=100%, нефтенасыщенные с Кн>Кн.крит (дающие практически безводные притоки нефти, подробнее см. [1]); нефтеводонасыщенные с 0<Кн<Кн.крит (дающие притоки воды иногда с небольшим количеством нефти).
2. Проведено разделение пород каждого типа на три группы по ФЕС (таблица).
В разрезах более 50 скважин, находящихся на профиле 3 и вблизи (250 м) него, в толщах АВ и БВ были выделены указанные три группы коллекторов, а также глины и плотные породы, коллекторы расклассифицированы на три типа по насыщению.
3. Проведена детальная внутриплощадная корреляция разрезов скважин в пределах продуктивных пластов-горизонтов толщ АВ и БВ и уточнены положения ВНК в основных пластах. Установлено, что изменения ВНК по площади имеют скачкообразный характер и обусловлены тем, что практически все пласты состоят из отдельных блоков, аналогичных выделяемым в газовых залежах [2], которые в ряде случаев могут быть между собой гидродинамически разобщены. В пределах каждого блока ВНК горизонтальны, и положение их зависит как от структурных, так и от литологических факторов.
На основе выявленных внутриплощадных закономерностей изменения ФЕС исследованных пластов выделены зоны, в пределах которых возможны наиболее достоверные оценки ФЕС различных залежей. Соответственно эти данные явились опорными при исследовании информативности результатов сейсморазведки при решении различных геолого-промысловых задач.
Результаты корреляции разрезов скважин по профилю 3 и определения начальных ВНК приведены на рис. 1.
Сопоставление данных сейсморазведки и ГИС показало, что в исследуемом разрезе зафиксированы отражения от пачек глин в песчаной части разреза или от песчаников и алевролитов в глинистой части разреза, если суммарная мощность соответствующих пачек не менее 6 м. Сопоставление данных сейсморазведки и ГИС показало, что по данным МОП могут быть охарактеризованы продуктивные пласты АВ1+АВ2, АВ3, АВ4, АВ5, БВ6, БВ8, а также ряд практически водоносных объектов. При построении модельного разреза, приведенного на рис. 1, приняты два основных укрупненных литологических объекта: песчаное тело (возможно включение глин мощностью менее 6 м) и глинистые пачки (возможно включение песчаников или алевролитов мощностью менее 6 м). ВНК фиксировался по прослоям песчаников и алевролитов в рамках разрешающей способности ГИС. Из рис. 1 следует, что ВНК по площади залежей изменяются скачками.
Для сопоставления
продуктивных горизонтов данные сейсморазведки и материалы ГИС оценивались по
мощностям песчаного тела (hп.т),
суммарным мощностям коллекторов, включающих песчаники и алевролиты (hк), и песчаников (hп);
исследуемые породы дифференцировались на три разновидности по флюидонасыщению:
нефте-, нефтеводо- и водонасыщенные. Определялись также линейные запасы нефти
(Сн) и приведенная нефтенасыщенность 
на 1 м продуктивного интервала
Для сопоставления с данными ГИС из числа сейсмических параметров в основном использовалась величина мгновенных амплитуд (Ам), отличающаяся наибольшей дифференциацией значений. Вариации скорости псевдоакустического каротажа (Vпак) оказались сравнительно небольшими, а изменчивость других параметров слабо коррелировалась с вариациями величин, оцениваемых по ГИС.
В части месторождения, которая примыкает к профилю 3, фиксируются продуктивные, полностью нефтенасыщенные пласты в горизонтах АВ1 и АВ2, которые в разрезе наиболее неоднородны по ФЕС. Из рис. 2, а следует, что в исследуемом разрезе водоносные зоны характеризуются в большинстве случаев меньшими значениями Ам, чем нефтеносные. Интервал перекрытия значений Ам, где оценки по Ам продуктивности невозможны, составляет 500-1300 ед. В качестве граничного может быть принято значение 1300 ед.
Для исследования
зависимости Ам от ФЕС нефтенасыщенной части залежей в толще АВ были
сопоставлены величины Ам с мощностью песчаного тела hп.т, с величинами линейных запасов Сн
и приведенной объемной нефтенасыщенностью. При этом зафиксированы значимые корреляционные
связи между мгновенной амплитудой и параметрами, характеризующими степень
нефтенасыщения горизонтов (Предварительно
было исследовано влияние свойств ниже- и вышележащих горизонтов на величину Ам
в исследуемом пласте. При этом установлено, что величина Ам
характеризует исследуемый продуктивный горизонт и не искажена влиянием
вмещающих толщ, если мощность глин в покрышке и подошве более 12 м.).
Однако выявленные зависимости различны в разных частях горизонтов и в значительной мере обусловлены внутренними корреляциями между теми или иными параметрами залежей (мощности песчаного тела и для песчаников в ней и т. п.), а также связаны с гипсометрией кровли залежи. Устойчивые корреляционные зависимости получены между Ам и hп.т, они оказались практически идентичными для всех основных горизонтов в толще АВ (рис. 2, б). Аналогичные выводы были получены для горизонтов БВ6 и БВ8.
Анализ данных показал, что значительная дисперсия (см. рис. 2, б) обусловлена различием строения продуктивных песчаных тел: при постоянной величине hп.т происходит понижение значений Ам, если в песчаном теле находятся прослои глин мощностью более 2 м; максимальные значения Ам отмечены в зонах, где отсутствуют глины и объект сложен преимущественно нефтенасыщенными песчаниками.
Добывающие скважины по пластам АВ и БВ, приуроченные к зонам с повышенными значениями мгновенной амплитуды, характеризуются максимальными дебитами нефти, в зонах с пониженными значениями Ам дебиты примерно в 10 раз меньше.
Проведенный анализ сейсмических и геолого-промысловых данных показал, что по величине Ам не удается разделить пласты (зоны) нефте- и нефтеводонасыщенные (Кн>=Кн.крит). Таким образом, полнота нефтенасыщения, по-видимому, не влияет на величину Ам в исследуемых отложениях.
Необходимо отметить, что вывод о практически одинаковом влиянии на величину мгновенной амплитуды различной полноты нефтенасыщения, имеющий большое практическое значение, установлен по зонам, где разрез представлен преимущественно песчаниками, оценка полноты нефтенасыщения которых проведена наиболее достоверно.
В рамках принятой модели
песчаного тела (являющейся первым приближением) имеется возможность
приближенной оценки нефтенасыщенной мощности коллекторов hH при их суммарной мощности менее 30 м с
использованием ограничивающей линии 
(рис. 2, б, линия 1),
соответствующей зонам, в которых коллектор наиболее однороден по нефтенасыщению
и не содержит прослоев с Кв=100%. В этом случае при Ам<1300 вероятность
нефтенасыщенности коллекторов (см. рис. 2, а, б) является
неопределенной.
Предложенные приемы оценки hH аналогичны применяемым в каротаже при оценке ФЕС разрезов, сложенных изотропными и анизотропными (переслаивание песчаников и глин и т. п.) коллекторами, в условиях, когда нет исходных данных для их предварительной классификации. В обоих случаях оценки ФЕС (в данном случае hH) будут содержать систематические погрешности. Оценка hH по величине Ам будет характеризовать нижний предел величины нефтенасыщенной мощности коллекторов (в пределах сухого поля). Степень нефтенасыщения пород и их ФЕС при этом могут быть охарактеризованы лишь с привлечением дополнительной информации.
Область применения подобных оценок весьма значительна. В первую очередь они важны для выявления зон, в которых заведомо высока концентрация запасов нефти, а также имеются наиболее высокопродуктивные коллекторы. Данные об Ам позволяют выделить и зоны пониженной концентрации запасов, в которых все добывающие скважины малодебитные.
Таким образом, данные МОГТ можно использовать при обосновании сетки добывающих и нагнетательных скважин, а также, что более важно, для выбора системы разработки и ее проектирования. Последнее базируется на следующем.
Сопоставление величин Ам по водонасыщенной и продуктивной частям залежи показывает, что в исследуемом разрезе глинистые части залежей по величине Ам фиксируются так же, как и водонасыщенные, и приводят к уменьшению значений Ам.
Анализ данных каротажа и геолого-промысловых исследований показал, что контуры залежей АВ3, АВ4, АВ5, БВ6 и БВ8 контролируются не только гипсометрией, но и литологическими факторами. При этом изменение положения ВНК по площади происходит скачками. Сопоставление указанной геолого-промысловой информации с графиками Ам показало, что скачки ВНК четко фиксируются по данным МОГТ. Во всех случаях, когда в двух частях одного горизонта отмечаются различные ВНК, между ними расположены зоны с резкими минимальными значениями Ам, обусловленными глинизацией разреза или водонасыщением коллекторов (рис. 3). При этом наличие указанных минимумов на одном профиле, естественно, необходимо, но недостаточно для локализации зон с разными ВНК (см. рис. 1, 3), так как гидродинамическая связь между ними может осуществляться в другой части площади. Части залежей, различающиеся по ВНК, являются фильтрационными блоками, т. е. гидродинамически разобщенными, они характеризуются неодинаковым уровнем Ам (см. рис. 3). Такие блоки могут быть локализованы по данным сейсморазведки, а их строение уточняется с помощью бурения единичных скважин.
Внутриплощадная корреляция разрезов толщи АВ показала, что в пределах одного фильтрационного блока разрезы скважин весьма сходны, а при сопоставлении разрезов в разных блоках, намеченных по величинам Ам, фиксируются существенные изменения в строении пластов, наблюдается «выпадение» верхней или нижней части пласта, наличие локальных глинистых прослоев, изменение мощности покрышки и т. п.
При отмеченной выше тесной множественной коррелированности геолого-промысловых параметров существует определенная вероятность ошибочного истолкования причин тех или иных вариаций рассмотренных динамических параметров: локальные максимумы значений Ам, принимаемые как увеличение hн, или локальные минимумы Ам, трактуемые как результат водонасыщения, могут оказаться следствием вариаций газонасыщения, литологии и т. п. В связи с этим сделанные выше выводы о связях между Ам и геолого-промысловыми параметрами подлежат детальной проверке на каждом объекте в различных геологических условиях, как это и принято при исследовании индикаторных методов. Уточнение индикаторных методов в единицах искомых геолого-промысловых параметров является крупной самостоятельной проблемой, решение которой должно базироваться на общегеологических закономерностях, характеризующих изменения искомых параметров, а также на метрологическом обеспечении физических параметров, определяемых по данным сейсморазведки.
Сопоставление результатов МОГТ и геолого-промысловых исследований, а также опыт решения аналогичных задач применительно к использованию данных ГИС позволяют считать целесообразным в первую очередь ориентироваться на решение с помощью МОГТ задач внутриплощадной корреляции для выделения и оконтуривания однородных зон со сходным геологическим строением.
Необходимо усилить экспериментальные опытно-методические работы по более широкому использованию данных сейсморазведки при разведке и разработке месторождений с целью уточнения возможностей и условий ее успешного использования при решении геолого-промысловых задач для сокращения объемов бурения при одновременном повышении информативности исследования строения месторождений и обеспечения возможностей повышения углеводородоотдачи.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. М., Недра. 1975.
2. Особенности разведки и разработки газовых месторождений Западной Сибири / О.А. Андреев, К.С. Басниев, Л.Б. Берман и др. М., Недра, 1984.
Значения ФЕС в породах толщ АБ-БВ Покачевского месторождения
|
Средние значения параметров |
Группа |
||
|
1 (песчаник) |
2 (алевролит) |
3 (переслаивание песчаников и алевролитов) |
|
|
Пористость, % |
23-22* |
21- 19,5* |
22-21* |
|
Нефтенасыщенность, % |
|
|
|
|
начальная |
75 |
60 |
60 |
|
критическая |
60 |
50 |
55 |
|
Проницаемость (по керну), мкм2 |
0,2-0,5 |
0,01-0,02 |
0,01-0,5 |
|
Удельная продуктивность при DP=0,1 МПа, т/м |
2,2 |
0,25 |
1,0 |
* Большие значения для пород в толще АВ, меньшие - в толще БВ.
Рис. 1. Схематический геологический разрез по профилю 3 Покачевского месторождения:
1 - песчаное «тело»; 2 - глинистые разделы; 3 - литологический экран
Рис. 2. Сводные гистограммы Ам по горизонтам АВ 1+2, АВ3, АВ4, АВ5 (а) и сводный график сопоставлений Ам и hп.т по продуктивным горизонтам в толще АВ (б):
1, 2- по водо- и нефтенасыщенным зонам; 3 - ограничивающая линия связи
Рис. 3. Сейсмогеологичсская характеристика объектов АВ1+2 (а) к АВ3 (б) по профилю 3 Покачевского месторождения:
1 - нефтенасыщенная мощность песчаного тела по скважинам, м; 2, 3 - кривые изменения по профилю Ам и Vпак соответственно; 4 - литологические экраны; 5, 6 - кровля и подошва песчаного тела соответственно