image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 1-2 2017

Геология

01.1-2.2017 10:00 Поиск пропущенных залежей: организация, реализация и результаты
Основным объектом разработки и исследований в области нефти и газа в Томской области является верхнеюрский нефтегазоносный комплекс, приуроченный к горизонту Ю1 васюганской свиты. В Западной Сибири, в частности в Томской области, существует довольно много месторождений на данный горизонт с большим фондом скважин, таких как Вахское, Первомайское, Крапивинское и др. В настоящий момент значительная часть скважин крупных месторождений находится в бездействии. В этих условиях наиболее эффективным является перевод скважин на другой горизонт: либо в меловую часть разреза (выше продуктивного интервала), либо на тюменские (палеозойские) пласты (ниже продуктивного интервала). Однако на этих месторождениях в нецелевых горизонтах открытых залежей практически нет. Это обусловлено главным образом тем, что данные объекты не являлись основными при разработке и не исследовались для постановки на баланс. В то же время иногда существовали прямые признаки нефтенасыщения, в частности это касается меловой части пластов. По факту в широком диапазоне меловые залежи разрабатываются лишь на трех месторождениях: Советском, Южно-Черемшанском и Северном. Отдельные месторождения имеют доказанную нефтегазоносность на единичные пласты мелового разреза. В статье рассмотрены основные шаги практической реализации поиска пропущенных залежей, проиллюстрирована наиболее оптимальная, на наш взгляд, методика многоскважинного экспресс-анализа данных ГИС. Приведена статистика по освещенности исходными данными, которая является характерной для такого рода месторождений. Указаны критерии выделения перспективных интервалов по традиционному комплексу ГИС. Приведены результаты проведенных исследований по перспективным интервалам.
Ключевые слова: месторождение, нефть, поиск, пропущенная залежь, ачимовская пачка.
Ссылка для цитирования: Барашков С.В., Голубков Д.Е. Поиск пропущенных залежей: организация, реализация и результаты // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 1–2. С. 28–34.
Открыть PDF


Актуальность и постановка задачи Одним из ключевых аспектов стратегии восполнения сырьевой базы ПАО «НК «Роснефть» наряду с геологоразведочными работами является анализ уже пробуренного фонда скважин на предмет пропуска перспективных интервалов разреза. Так, например, в рамках этого подхода в 2014–2015 гг. ОАО «Оренбургнефть» проводились масштабные работы регионального плана, которые дали весьма обнадеживающие результаты [9]. В качестве другой точки роста рассматривалась Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция, в частности месторождения с традиционно верхнеюрскими коллекторами.

Активная разработка Ю1 привела к тому, что сейчас извлекаемая ресурсная база верхнеюрского нефтегазоносного комплекса очень хорошо изучена, и восполнять ее с каждым годом все сложнее. Это приводит к логичному выводу: необходимо искать нефть в новых горизонтах, не затронутых массовой разработкой. Наиболее экономически выгодным в существующих условиях является поиск пропущенных залежей в меловой части разреза, что обусловлено минимальными капитальными затратами на введение вышележащего горизонта в разработку.

1_1_1.png
Рис. 1. Карта района работ
Fig. 1. Map of work area

При локализации мест поиска в первую очередь внимание было обращено на месторождения, которые географически близки к ранее изученным с доказанной меловой нефтеносностью. Предположение основано на схожести геологической обстановки в районах, приуроченных к единым геологическим структурам (поднятиям). Это касается прежде всего наличия единых (схожих) путей миграции вверх по разрезу.

Так, для Советского месторождения ближайшим сателлитом является Малореченское месторождение с доказанной нефтеносностью в верхней юре, а для Северного месторождения ближайшим крупным спутником является Вахское месторождение (рис. 1).

Организационно работа по поиску была построена в пять этапов:

  1. сбор исходных данных;

  2. увязка и сшивка геофизических исследований скважин (ГИС);

  3. корреляция разреза;

  4. подготовка и обработка кривых ГИС;

  5. поскважинный анализ.

Остановимся на каждом из этапов более подробно применительно к Вахскому месторождению, которое впоследствии подтвердило наши предположения. Фонд скважин месторождения составляет 1620 скважин, находится в разработке с 1975 г., основные продуктивные горизонты: Ю1, Ю2 и Ю3. Средняя обводненность по добывающим скважинам месторождения составляет 81,9 %.

 

Сбор исходных данных

На данном этапе были собраны в единую информационную базу результаты изучения дел скважин, в частности имеющиеся опробования в интервале поиска, данные по керну, результаты шламометрии и прочие данные. Были рассмотрены и определены месторождения-аналоги для последующей интерпретации ГИС.

Опробования. Было определено, что ранее на Вахском месторождении было проведено 14 опробований на мел, из них три содержали нефть, что было уже косвенным индикатором наличия миграции нефти в вышележащие пласты.

Керн. Из двух скважин был отобран керн на ачимовские отложения (пласт Б16–20) и пласт Б9. В наличии была всего 21 точка Кп–Кпр по керну. Электрические параметры по керну не измерялись.

В целях оперативного анализа было дооцифровано 439 622 м каротажного материала (всего около 500 кривых ГИС). Собранные данные ГИС был загружены в единый интерпретационный проект специализированного программного обеспечения (ПО).

Анализ собранных ГИС показал хорошую освещенность каротажем пластов группы Б, среднюю – по группе А и полное отсутствие необходимых ГИС в пластах ПК (рис. 2).

Image_007.png
Рис. 2. Гистограмма наличия достаточного для качественного анализа комплекса ГИС по пластам Вахского месторождения
Fig. 2. The well log sufficiency histogram for qualitative analysis of the formations of Vakhskoye field  

Корреляция

После подготовки ГИС была проведена корреляция меловых отложений Вахского месторождения. Она проводилась по аналогии и на примере корреляции в скважинах Северного месторождения и включала последовательное решение следующих задач:

  • выделение маркирующих горизонтов I категории, являющихся основными, латерально выдержанными по всей территории исследования, промыслово-геофизическими и литологическими реперными горизонтами;

  • расчленение выделенных толщ на осадочные пачки, включающие, как правило, литологический комплекс «песчаник – покрышка»;

  • дальнейшее деление осадочных пачек, являющихся объектами эксплуатации.

В качестве маркирующих горизонтов I категории в пределах Вахского месторождения выделены глинистые толщи кузнецовской, кошайской пачек и глинистая покрышка, перекрывающая пласт Б9. В стратиграфическом отношении эти реперные горизонты являются изохронными, так как характеризуют однотипные условия формирования глинистых осадков на значительной территории в пределах узкого стратиграфического диапазона. Деление разреза на крупные осадочные толщи проводилось по степени дифференциации каротажей сопротивления и ПС.

 

1_1.png
Рис. 3. Карта разбуривания Вахского месторождения
Fig. 3. Map of drilling of Vakhskoye field


Подготовка и первоначальная обработка ГИС

Стандартный рассмотренный комплекс ГИС включал: ПС, РК, БКЗ, ИК. Скважины были пробурены в разные годы, распределение по диапазонам годов показано на рис. 3.

Кривые ГИС собирались в единую базу данных, сшивались, увязывались и калибровались. Процесс калибровки, увязки и сшивки кривых в столь масштабной работе, как показывает опыт, занимает бльшую часть времени, затрачиваемого на весь проект. При этом основной акцент был сделан на максимальную автоматизацию всех рутинных процессов.

Особое внимание уделялось стандартизации основных кривых, используемых при литологическом расчленении: ПС, НКТ, ИК.

Далее была реализована процедура, которая на базе имеющегося комплекса ГИС по скважине (аПС, НКТ, НГК, БК, ПЗ, ИК) позволяла автоматически выделять плотные пропластки. Для кривых НКТ (НГК) и сопротивлений использовались экспертно подобранные оценки пороговых значений. При этом при достаточной мощности вскрытого скважиной разреза критерии делились для верхней половины и нижней для учета изменения дисперсии кривых с глубиной.

Далее проводилась разбивка на пропластки, поскольку такой подход дает наиболее взвешенные и достоверные оценки ФЕС по разрезу. Для реализации использовались стандартные математические алгоритмы, встроенные в рабочее ПО, на детальном описании которых останавливаться не имеет смысла.

Таким образом, после первичного этапа обработки были получены уверенное литологическое расчленение разреза и отсчеты базовых кривых, которые позволили вести дальнейший анализ.

Image_010.png 
Рис. 4. Геолого-геофизическая характеристика по скважине B1 Вахского месторождения 
Fig. 4. Geological and geophysical characteristic of the B1 well in Vakhskoye field

Поскважинный анализ

На этом этапе рассматривались все возможные подходы к выявлению потенциально перспективных объектов [5, 6, 8], в итоге в качестве расчетных использовались только детерминистические методы с представимой логикой.

Поскважинный анализ проводился параллельно в двух направлениях – количественном и качественном.

Все расчеты – выделение коллекторов, определение коэффициента пористости, водонасыщенности – проводились на базе алгоритмов интерпретации по месторождениям-аналогам. Их корректность проверялась по сопоставлению с собственными данными.

Основным результатом количественной интерпретации следует считать определение Кп, Кпр и эффективных толщин. Так как нормировка ИК в должной степени отсутствовала, опираться на значения ИК не являлось обоснованным. Показания же БКЗ оказались значительно искажены глубокими зонами проникновения промывочной жидкости, а также тем, что подавляющее большинство перспективных интервалов характеризовалось толщинами менее 4 м либо представляло собой переслаивание маломощных песчаных пластов-коллекторов (до 2 м) с экранирующими карбонатизированными прослоями.

Image_011.png

Так, на рис. 4 приведен пример по скв. B1.  Здесь дальний зонд БКЗ (GZ4) показывает низкие сопротивления в интервале коллектора пласта Б6.

По факту интервал 1917–1920 м дал приток нефти 193 т/сут с обводненностью 10 %. В то же время на ачимовских отложениях при зачастую очень низких проводимостях по ИК мы имеем обводненность в широких пределах 10–90 %.

Тем не менее результаты количественной интерпретации по насыщению также анализировались для получения дополнительных аргументов по обоснованию рекомендуемых интервалов.

Основным инструментом поиска перспективных интервалов следует считать качественный анализ ГИС и всего комплекса собранной исходной информации.

Image_012.png
Рис. 5. Пример выделения нефтеперспективных толщин по ачимовским отложениям Вахского месторождения
Fig. 5. Example of allocation of oil thicknesses in the Achimov deposits of Vakhskoye field

  1. Выделялись приоритетные скважины для дальнейшего рассмотрения по следующим признакам:
    • получена нефть по опробованиям;
    • скважина расположена в купольной (в том числе и локальной) части месторождения.
  2. Проводился качественный анализ ГИС отобранных скважин по всему разрезу. В случае нахождения потенциально продуктивных интервалов рассматривался этот же пласт в скважинах, соседствующих с найденной. Определялись условные абсолютные отметки, выше которых признаки наблюдаются, а затем анализировались ближайшие скважины с коллектором выше условного водонефтяного контакта (ВНК) по данному пласту.
При поскважинном качественном анализе в качестве основных индикаторов рассматривались:
  • значительное отличие в бльшую сторону малых зондов БКЗ, БК, ПЗ от уверенно водонасыщенных интервалов. Характеризует наличие остаточной нефти в зоне проникновения;
  • дифференциация между малыми зондами БКЗ, указывающая на наличие зоны понижающего проникновения. Данный критерий, однако, может и не работать для чистых крупнопоровых коллекторов, в которых в нефтенасыщенных интервалах данные зонды показывают одинаково большие значения 35–40 Ом.м;

  • условно количественные отсечки по GZ1: 20–25 Ом.м, GZ2: 30–40 Ом.м, БК 17–18 Ом.м;

  • наличие отрицательных аномалий проводимости по ИК, четко отделяемых от плотных прослоев. Последнее замечание больше характерно для ачимовских пластов, которые в значительной степени карбонатизированы и при любом характере насыщения в силу литологических особенностей показывают снижение проводимости либо ее нейтральное поведение.


1_1_2.png
Рис. 8. Текущие показатели разработки вновь открытых объектов
Fig. 8. The current development indicators of new discovered objects


Полученные результаты

По результатам проделанных подготовительных, расчетных и аналитических работ были найдены перспективные интервалы в двух литологических типах пластов:

  1. пласты ачимовской пачки (Б16–20). Как уже говорилось, для них характерны низкие эффективные толщины (2–4 м), высокая степень карбонатизации, характерное для клиноформ выклинивание песчаных пропластков [1–4, 7]. Согласно результатам интерпретации ГИС пласт характеризуется невысокими коллекторскими свойствами: средняя пористость – 20,2 %, проницаемость – 2,8 мД. Расчетный Кн при использовании сопротивления по ИК-зонду составляет 59,5 %. Характерный пример выделенных толщин приведен на рис. 5.

На рис. 6 показаны строение и характер насыщения ачимовского пласта. Из карты видно, что в целом на месторождении ачимовский пласт является неколлектором. Выявлено два района наличия эффективных толщин: на севере и в центральной части Вахского месторождения. Прогнозируемая залежь нефти достаточно плотно оконтуривается рядом скважин с отсутствующим коллектором. Сама залежь приурочена к купольной части месторождения, что согласуется с принципом вертикальной миграции флюида по нарушениям;

  1. пласты Б3, Б7, Б8, Б9. Для них характерны более высокие коллекторские свойства, однако найденные скопления нефти приурочены к кровельным частям пластов и отмечены в 2–6 скважинах на пласт. Характерной особенностью, обусловившей пропуск данного рода залежей, явилось очень низкое сопротивление по БКЗ, слабо выраженные аномалии ИК, а также невысокие толщины нефтенасыщенной части. Пример выделения перспективных толщин по скв. B2 приведен на рис. 7.

Для определения первоочередных скважин для испытаний полученные скважины-кандидаты были ранжированы в порядке убывания величины Нэфф.аПСср. При этом в таблицу были включены все скважины, применительно к которым имелись достаточные основания предполагать наличие нефтеносности, невзирая на их техническое состояние, текущие параметры работы и другие ограничения. Это было сделано для получения максимально полной информации по площадному распространению «пропущенной» залежи, что в дальнейшем позволило бы формировать наиболее адекватную стратегию по ее вводу в эксплуатацию.

 

Реализация полученных результатов и выводы

За два года, прошедшие после выполнения пилотной работы, на баланс поставлены два новых объекта – пласты Б16–20 и Б91. В течение 2014–2016 гг. было переведено на вышележащий горизонт 20 скважин. Текущие показатели разработки месторождений показаны на рис. 8.

Как показали опробования рекомендованных скважин, во всех скважинах была получена нефть – это означает, что прогноз был правильным. Стартовая обводненность по ним варьирует в широких пределах 12–98 %.

Проведены опробования по вышележащим объектам: Б3, Б6, Б8, показавшим весьма обнадеживающие результаты по дебитам (об этом уже упоминалось в данной статье).

Было сформировано представление о меловых залежах Вахского месторождения: их можно сравнить с конусом – чем выше по разрезу, тем меньше площадь залежи. Наибольшей площадью характеризуется залежь по ачимовским отложениям.

Положительные результаты данной работы дали импульс к дальнейшему изучению меловых пластов в Томской области. На 2017 г. уже запланированы работы по поиску пропущенных залежей на месторождениях в районе Каймысовского свода, а также других спутниках Советского месторождения. При этом в первую очередь ожидания связаны с ачимовскими отложениями как наиболее вероятным с точки зрения близости к нефтематеринским породам резервуаром неоткрытых скоплений нефти.



← Назад к списку


im - научные статьи.