К оглавлению	УДК 55.001.57 (574.1 4)
	© Ю.H. Самойленко, A.M. Берестецкая, Л.В. Кузубова, 1991

Литофизическое моделирование продуктивных отложений месторождения Тенгиз

Ю.Н. Самойленко, А.М. Берестецкая, Л.В. Кузубова(ВолгоградНИПИнефть)

Создание литофизической модели нижних продуктивных горизонтов Тенгизского месторождения, отражающей изменение пористости по разрезу, необходимо для разработки эффективной технологии освоения. Редкая сеть разведочных скважин, малый интервал изученности бурением разреза затрудняют ее построение. В связи с этим предлагается использовать комплекс данных глубокого бурения, сейсмические исследования МОГТ и результаты моделирования.

Глубоким бурением в разрезе Тенгизского месторождения изучены верхнедевонские, нижне- и среднекаменноугольные, а также нижнепермские отложения [4].

Верхнедевонские отложения мощностью более 10 м вскрыты на периферии Тенгизского массива (скв. 10, 17) и представлены сгустковыми, комковатыми известняками с органогенно-обломочными и водорослевыми прослоями. Отмечаются неравномерная доломитизация и трещиноватость пород. Верхнедевонское осадконакопление происходило в условиях мелководья с возможным образованием органогенных построек.

Нижне- и среднекаменноугольные отложения мощностью 600-620 м, изученные на всей площади Тенгиза, сложены тонкозернистыми известняками с переходом вверх по разрезу в биоморфные и органогенно-обломочные породы. Для них также характерны условия мелководного осадконакопления с развитием органогенных построек.

Завершают подсолевой разрез нижнепермские отложения, залегающие с угловым и стратиграфическим несогласием на девонских и каменноугольных образованиях и заполняющие эрозионные врезы. Их мощность колеблется от 10 до 510 м. Разрез сложен в нижней части обломочными породами карбонатного и терригенного состава, которые сменяются аргиллитами, мергелями и глинистыми известняками. Нижнепермское осадконакопление происходило в глубоководных условиях с поступлением пирокластического материала.

Анализ закономерностей распространения литофаций подсолевых отложений по площади и разрезу позволяет предполагать эрозионно-рифогенную природу Тенгизского массива, имеющего форму сложнопостроенного мегаатолла, формирование которого начиналось с каменноугольного времени. Этот вывод основан на том, что рифогенные образования расположены в основном по периферии массива, а центральная его часть состоит из фаций межрифового заполнения.

По результатам анализа пород, изучения их физических свойств по керну и ГИС отмечается взаимосвязь между литофациальными характеристиками пород и их пористостью. Так, рифогенные образования обладают относительно высокой пористостью (более 10 %), а фации межрифового заполнения представлены низкопористыми породами (менее 3 %). Исходя из этой закономерности можно предполагать, что высокопористые породы распространены в основном по периферии массива, а низкопористые приурочены к центральной части.

В пределах Тенгизского массива на площади 580 км² были проведены пространственные исследования МОГТ [5]. Трехмерная обработка информации позволила за счет подавления боковых и других волн-помех очистить волновое поле и повысить качество отражений от опорных горизонтов. Сейсмическая информация в комплексе с данными глубокого бурения служит основой для прослеживания опорных горизонтов, выделения сейсмофаций различного таксономического уровня и составления сейсмогеологической модели [3]. По виду рисунка сейсмической записи и данным глубокого бурения разрез Тенгиза состоит из четырех сейсмофациальных комплексов: покровного, надсолевого, солевого и подсолевого. Крупные угловые и стратиграфические несогласия на границах комплексов фиксируются по резкому изменению геометрии сейсмических отражений, характеру их прослеживания или затухания, а также по смене частоты и амплитуды отраженных волн. Подсолевой сейсмофациальный комплекс (рис. 1) разделяется на пять региональных сейсмических фаций (РСФ).

Среднедевонский покров ограничен в кровле отражающим горизонтом П₃, характеризуется низкочастотными отражениями с уверенной корреляцией, а также некоторым ухудшением прослеживания в зоне поднятий. Это явление связывается с «теневым» эффектом вышезалегающих физически неоднородных отложений и возможным присутствием низкоамплитудных (до 100 м) разрывных нарушений, затухающих вверх по разрезу. Вместе с тем анализ волнового поля не позволяет предполагать наличие разломов с большей амплитудой [2]. Рисунок сейсмозаписи может свидетельствовать о литофизической неоднородности разреза РСФ, который, по-видимому, представлен чередованием сильно метаморфизованных песчаников и глин.

Верхнедевонский покров представлен чередованием по разрезу пакетов низко- и высокочастотных отражений. В сводовой части Тенгизского поднятия отмечаются адинамическая сейсмическая запись и практически полное отсутствие коррелируемых отражений, что обусловлено изменением сейсмогеологических условий. Ряд исследователей связывают это с литофациальным замещением [5]. Результаты глубокого бурения и вид волнового поля позволяют предполагать слоистость разреза покрова, а также возможно его карбонатный состав.

Нижне-среднекарбоновая покровно-рифогенная РСФ прослеживается в пределах сводовой части поднятия и характеризуется чередованием низко- и высокочастотных пакетов отражений с некоторым улучшением их прослеживания вверх по разрезу. Судя по рисунку сейсмической записи и данным бурения, РСФ сложена физически неоднородной толщей и литофизически представлена преимущественно карбонатными породами с редкими прослоями глин.

Нижнепермская клиновидная РСФ наблюдается по периферии поднятия и характеризуется довольно четким прослеживанием отражений всего частотного спектра с некоторым ухудшением корреляции при приближении к сводовой части массива и на крутозалегающих участках. Для описываемой РСФ специфично разнообразие по площади и разрезу условий прослеживания и залегания отражающих границ. По данным бурения и виду рисунка сейсмической записи, разрез РСФ сложен переслаиванием карбонатных и глинистых пород с редкими прослоями ангидритов в верхней его части.

Завершает разрез нижнепермская покровная РСФ, которая представлена двух-, реже трехфазными пакетами низкочастотных отражений с зонами интерференции на склоновых частях. Судя по данным бурения и сейсморазведки, разрез РСФ сложен в основном ангидрито-доломитовой толщей, подстилающей соленосный комплекс.

Качество сейсмического материала позволяет расчленить последние три РСФ на локальные сейсмические (ЛСФ), которые по форме разделяются на три типа: покровные, клиновидные и аккумулятивные.

Покровные ЛСФ выделяются на выположенных участках и мульдах, клиновидные приурочены к склонам поднятий и характеризуются увеличением частоты сейсмических отражений при сокращении временного интервала прослеживания в при- сводовой части массива. Аккумулятивные ЛСФ имеют ограниченное распространение и представлены зонами нерегулярной сейсмической записи, ограниченной в кровельной части четко коррелируемым низкочастотным отражением. Расположены указанные ЛСФ на склонах массива или мульдах.

Анализ распространения ЛСФ по площади показывает на закономерное расположение высокочастотных сейсмофаций по периферии массива и его склоновой части при относительном сокращении мощности артинских отложений (100-50 м и менее). Низкочастотные ЛСФ располагаются в пределах свода и врезов, это позволяет предполагать связь высокочастотных сейсмических фаций с рифогенными образованиями, расположенными по периферии свода, а также наличие фаций межрифового заполнения, которые коррелируются с низкочастотными отражениями.

Проведенные исследования по распространению сейсмофаций и их связи с литофациями позволяют прогнозировать пористость пород на участках не изученных бурением. Распределение пористости, полученное на основе комплексной обработки сейсмических исследований и данных глубокого бурения на участках неоднозначной интерпретации предлагается дополнить результатами литофизического моделирования. Для этого использовались данные пористости пород, полученные по изучению керна, а в интервалах, где он отсутствовал, пористость рассчитывалась по материалам ГИС. В результате получено непрерывное изменение (через 0,5 м) параметра пористости, что использовалось для математической обработки.

Расчет прогностических моделей проводился по методу аналитической экстраполяции, который оперирует графическим или аналитическим (функциональным) методами, описывающими геологический объект. Количественное описание распределения дает возможность по ряду известных значений определить вид функции и рассчитывать ее значения, выходящие за пределы обучающей выборки. Таким образом, предметом математического моделирования является не сама пористость, а ее распределение, описанное в виде функций изменения данного параметра на глубине [1]. Составленная математическая модель позволяет сравнивать изменение полученных функциональных распределений по площади, изучать закономерности распространения пористости и проводить ее прогноз.

Впервые аппроксимация распределения пористости по глубине была проведена А.Б. Вистелиусом [1]. Предложенное им математическое выражение позволяет описывать гармоники определенной частоты. Однако реальное распределение пористости представляет собой сложное сочетание разнопериодичных гармоник в широком диапазоне спектра. В связи с этим для количественного описания пористости по глубине предлагается использовать тригонометрический многочлен с нелинейным преобразованием аргумента следующего вида:

где у - величина пористости, %; х - глубина, м; С, а и к - коэффициенты, определяющие амплитуду синусоиды;- величина угла, рад.

Апробация этого уравнения по 24 скважинам Тенгиза свидетельствует о возможности проводить аппроксимацию распределения пористости по глубине с ошибкой +1,5-2 %. Расчеты по экзаменационным выборкам - указывают на незначительное расхождение погрешностей экзамена и аппроксимации, что позволяет использовать полученное уравнение для прогнозирования распределения пористости ниже забоя скважины на одну треть изученной мощности разреза.

На основе комплексирования геологических и геофизических исследований, данных математического анализа составлена результирующая модель распределения пористости нижней продуктивной толщи Тенгиза, вид которой представлен по одному из профильных разрезов по линии скв. 12-10 (рис. 2). Прогнозирование пористости в пределах профиля проведено по скв. 7 и 8 с ошибкой аппроксимации соответственно ± 1,7 и ±1,4 %. Полученные результаты свидетельствуют о неравномерном распределении пористости по площади и разрезу. Высокопористые зоны (7-12 %) приурочены к верхним периферийным участкам массива. В центральной части отмечается понижение пористости (5-3 %) и лишь в небольшом интервале (скв. 6, глубина 4,25-4,4 км) - зона высокой пористости. Особый интерес представляет повышение пористости (до 7 %) в пределах нижней части каменноугольных отложений, что может быть связано с преддевонским перерывом в осадконакоплении.

В результате комплексной интерпретации геологических и геофизических исследований, данных математического анализа показана возможность построения литофизической модели нижних продуктивных горизонтов Тенгизского месторождения и, как следствие, прогнозирования - распределения пористости на участках, не изученных бурением.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Вистелиус А.Б. Фазовая дифференциация палеозойских отложений Среднего Поволжья и Заволжья.- М.: АН СССР. - 1963. - С. 203.

2. Павлов Н.Д. О возрасте подсолевых отложений северо-западного склона Тенгизской структуры // Геология нефти и газа. - 1988 - № 12. - С. 16-19.

3. Сейсмогеологическая модель Тенгизского месторождения /Ю.Н. Самойленко, А.М. Берестецкая, В.П. Шебалдин, В.Н. Селенков //В кн.: Ускоренное освоение ресурсов нефти и газа Прикаспийского региона. - М.: ИГиГРИ. - 1989. – с. 51-57.

4. Стратиграфия и условия накопления палеозойских отложений Тенгизского месторождения /Г.П. Золотухина, О.Б. Кетат, Н.В. Даньшина, В.М. Алешин //В кн.: Разведка и бурение нефтяных месторождений. - М.: ИГиРГИ. - 1988. - С. 17-26.

5. Шебалдин В.П., Селенков В.Н., Акимова А.Б. Геологическое строение месторождения Тенгиз по материалам геофизических исследований // Геология нефти и газа. - 1988. - № 12. - С. 12-16.

Abstract

Possibilities are indicated for creating a lithophysical model for the pay portion of the Tengiz field based on combining lithofacies analysis, seismic stratigraphic investigations, and mathematical modeling.

Рис. 1. Строение подсолевого сейсмофациального комплекса (Тенгиз, профиль 0682026, материалы Саратовнефтегеофизики).

1 - среднедевонская, 2 - верхнедевонская покровная; 5 - нижне- среднекарбоновая покровно-рифогенная, 4 - нижнепермская клиновидная, 5 - нижнепермская покровная

Рис. 2. Литофизическая модель Тенгиза.

Профильные разрезы: а - литофациальный, б - сейсмогеологический, в - физический; 1 - поверхность размыва; 2 - карбонатные постройки; 3 - фации межрифового заполнения; 4 - маркирующие горизонты; 5 - карбонатно-глинистые отложения нижней Перми; 6 - зоны высокочастотной нерегулярной сейсмозаписи; 7 - низкочастотные коррелируемые отражения; 8 - высокочастотные коррелируемые отражения; 9 - изолинии пористости, %; 10 - скважины