Поиск залежей нефти в пластах ЮС2—3 Южной части Приобского месторождения на основе сейсмогеологической модели с применением технологии eXchroma^SG

Уникальное по запасам нефти Приобское месторождение было открыто в 1982 году при бурении скважины 151Р, которая расположена на Северной лицензионной территории, где был получен приток нефти из тюменской свиты и пласта АС12/0. По геологическому строению месторождение относится к категории сложных, продуктивные интервалы мелового и юрского возраста характеризуются значительной литологической изменчивостью. Тюменская свита развита на всей территории месторождения и сложена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов континентального генезиса. Неокомский интервал, где сосредоточены основные запасы нефти, представлен пластами БС ачимовской толщи и пластами АС черкашинской свиты. Неокомские пласты имеют клиноформенный характер залегания, что является следствием проградации палеошельфа в западном направлении вглубь морского бассейна. К 1999 году на Южной лицензионной территории Приобского месторождения была закончена стадия разведки, промышленная нефтеносность установлена в отложениях черкашинской и ахской свит нижнего мела, а также в отложениях тюменской свиты, и месторождение введено в разработку. Основная часть запасов сосредоточена в пластах АС10—12 черкашинской свиты.

В настоящее время месторождение находится на 3-й стадии разработки, и для компенсации снижения уровня добычи нефти недропользователем предпринимаются активные шаги по доизучению интервалов с установленной нефтеносностью.

Для решения этой задачи в 2020 году были проведены работы по переработке и переинтерпретации данных сейсморазведки в пределах всей Южной лицензионной территории Приобского месторождения, в рамках которых была выполнена обработка сейсмических данных, петрофизическая интерпретация данных ГИС, анализ петроупругих свойств пород, выделение коллектора в пространстве упруго-плотностных свойств, получаемых в ходе сейсмической инверсии, а также комплексная геолого-геофизическая интерпретация материалов для создания концептуальный геологической модели юрского интервала.

Полученные материалы были использованы для комплексной интерпретации геологического строения верхней части тюменской свиты для описания закономерностей распределения эффективных толщин пластов ЮС2—3 и картирования перспективных ловушек на площади Южной лицензионной территории Приобского месторождения.

Методика исследований

Основой для создания геологической модели пластов ЮС2—3 являются результаты специализированной переобработки данных сейсморазведки, выполненные в обрабатывающем комплексе OMEGA на площади 2600 кв. км.

Граф обработки сейсмических материалов был нацелен на получение данных с сохранением истинного соотношения амплитуд, достижение максимальной разрешенности и хорошей прослеживаемости отражающих горизонтов в целевых интервалах разреза.

В ходе петрофизической интерпретации был выполнен анализ результатов лабораторных исследований керна, анализ методик интерпретации ГИС, построение основных петрофизических связей типа «керн-керн» на основании полного комплекса данных керна и создание петрофизической модели для интерпретации данных ГИС с адаптацией ее к скважинам с ограниченным комплексом.

Выявленные связи упруго-плотностных характеристик разреза с петрофизическими параметрами соответствуют эмпирическим и теоретическим моделям физики горных пород. Анализ упругих свойств, проведенный для результатов фациального анализа данных ГИС, показал, что русловым фациям соответствуют пониженные значения отношения Vp/Vs, а также средние и несколько повышенные значения акустического импеданса.

Для прогноза литологии в интервале пластов ЮС2—3 выполнена сейсмическая синхронная AVA-инверсия c последующей байесовской литоклассификацией на основе совместного распределения величин «акустический импеданс — отношение скоростей продольных и поперечных волн». Использованная классификация широко применяется для различных дисциплин, в числе которых и геология, например для обработки данных геофизических исследований скважин [7] или, как в нашем случае, для сейсмических параметров.

Для описания геометрии резервуара выполнена сейсмостратиграфическая привязка волнового поля к разрезам скважин, проведен анализ волнового поля юрского интервала, выделены и протрассированы разрывные нарушения и с помощью глубинно-скоростной модели получены структурные карты основных отражающих горизонтов.

Для оценки перспективности интервала пластов ЮС2—3 в рамках настоящей работы была создана концептуальная геологическая модель, в которой использованы результаты сейсмофациального анализа и прогноза коллекторов на основе сейсмической синхронной AVA-инверсии.

Для уверенного обнаружения и картирования элементов флювиальных систем интервала пластов ЮС2—3 получено качественное сейсмическое изображение, которое позволяет понять их положение относительно друг друга, оконтурить и описать строение наблюдаемых объектов, используя накопленный мировой опыт изучения таких объектов. На рисунке 1 приведено сопоставление наблюдаемых в сейсмическом поле объектов с трехмерной моделью гипотетического меандрирующего потока, в которой аккреционные отложения обрамляют склоны долины (A), а также схематический профиль поперечного сечения активного канала и наращивания аккреционных комплексов (B) [9].

Для решения данных задач применялась запатентованная хроматическая технология извлечения геологических объектов — eXchroma^SG [8], благодаря которой значительно увеличилась контрастность геологических объектов в сейсмическом волновом поле.

При использовании данного алгоритма резко повышаются детальность и четкость отображения геологической информации на сейсмических данных, что способствует значительному приросту геологической информативности разреза изучаемого участка.

Прогноз эффективных толщин основан на задании решающего правила классификации — функций плотности вероятностей для рассматриваемых литотипов (коллектор/неколлектор) в пространстве упруго-плотностных свойств (акустический импеданс, отношение Vp/Vs), получаемых в ходе инверсии сейсмических данных. Далее заданное решающее правило классификации применяется к результатам синхронной AVA-инверсии.

В наборе для оценки функций плотности вероятности присутствуют как входные (результаты инверсии), так и выходные индикаторные переменные (литотипы). Такая ситуация имеет место в случае наличия скважинных данных. С использованием этих данных строится решающее правило классификации, или модель прогноза, которое затем применяется к данным, для которых неизвестны выходные переменные (например, к результатам инверсии сейсмических данных в межскважинном пространстве) (рис. 2).

Геометризация залежей нефти при подсчетах запасов в пластах ЮС2—3 тюменской свиты выполнялась на основе структурного фактора с учетом результатов испытаний. Полученные оценки строились исходя из предположения, что толща пластов ЮС2—3 относительно однородна по латерали и залежи относятся к пластово-сводовым [2]. Полученные в нашей работе данные о геологическом строении тюменской свиты указывают на то, что строение данного интервала более сложное и в пределах пластов ЮС2—3 основную массу отложений составляют низкопроницаемые отложения аллювиальной равнины, в которых встречаются пояса меандрирования древних рек. Скважины, которые попадают в контур пояса меандрирования, вскрывают разрез с характерными образами ГИС, соответствующих русловым отложениям (рис. 3).

Подтвержденная скважинными данными принадлежность наблюдаемых сейсмических образов к русловым отложениям позволяет проследить распространение коллекторов с улучшенными свойствами по площади и использовать это предположение как поисковый признак наличия литологически экранированных ловушек. Данный факт был использован для корректировки методики поиска залежей углеводородов в пределах Южной лицензионной территории Приобского месторождения.

Результаты исследований

Результаты исследований свидетельствуют о том, что наличие поясов меандрирования древних рек в интервале пластов ЮС2—3 оказывает существенное влияние на формирование и пространственное распределение залежей углеводородов. Картирование потенциальных ловушек УВ выполнено с учетом следующих факторов: наличие зрелой нефтематеринской толщи, путей миграции, коллектора и покрышки.

По мнению некоторых исследователей, основной нефтематеринской толщей в данном районе является баженовская свита [1][3][4]. Свита рассматривается как основной источник углеводородов для формирования месторождения нефти и газа Западной Сибири. По результатам бассейнового моделирования предполагается, что в пределах Фроловской мегавпадины наиболее погруженные части нефтематеринской толщи могут продуцировать углеводороды [5]. Аналогичные результаты представлены в работе [6], где указывается, что отложения баженовской свиты находятся в главной зоне нефтеобразования. Покрышкой для потенциальных залежей нефти являются глинистые отложения абалакской свиты мощностью около 20 метров.

По нашему мнению, оценка двух факторов — путей миграции и наличия коллектора — может быть существенно улучшена с помощью методов палеогеографических интерпретации на основе eXchroma^SG.

Дальность латеральной миграции углеводородов может существенно увеличиваться при наличии протяженных поясов меандрирования, которые по определению обладают улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Результаты картирования таких путей миграции показывают, что они достаточно протяженные и могут связывать наиболее погруженные области распространения нефтематеринских пород с потенциальными ловушками (рис. 4).

Результаты концептуального моделирования пластов ЮС2—3 учтены при разработке программы поисково-разведочного бурения, и благодаря ее реализации удалось получить подтверждение предложенной методики поисков залежей нефти. На рисунке 5 приведены результаты бурения разведочной скважины, которую размещали с учетом сейсмогеологического прогноза коллектора.

Скважина закладывалась в продолжение зоны развития широкого пояса меандрирования, который прослежен по сейсмическим данным в западном направлении. Выбор места заложения скважины основан на предположении, что в русловой части будут вскрыты наибольшие эффективные толщины с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, а также положением точки вскрытия пласта ЮС2—3 на самой высокой абсолютной отметке в пределах технологически ограниченного круга допуска.

Несмотря на то что скважина находится за пределами сейсмического куба, прогноз эффективных толщин по трехмерной модели подтвержден — в пласте ЮС3 вскрыто ожидаемое русловое тело, где после гидроразрыва пласта в интервале 3104,1—3116,1 м при отработке электроцентробежным насосом (ЭЦН) получен приток нефти с дебитом 5,5 т/сут и обводненностью 30%. Отсутствие эффективных толщин в пласте ЮС2 было ожидаемым, так как прогноз толщин около двух метров находится за пределами возможностей сейсморазведки.

Заключение

Целью данной методики является выделение литологических ловушек неструктурного типа в отложениях тюменской свиты. Результаты выполненных работ по моделированию пластов ЮС2—3 позволили разработать и подтвердить методику поиска залежей нефти в пределах Южной лицензионной территории Приобского месторождения, которая состоит из следующих этапов:

• комплексная интерпретация данных сейсморазведки с использованием технологии eXchroma^SG;
• создание сейсмогеологической модели целевого пласта;
• картирование литологически экранированных ловушек, приуроченных к поясам меандрирования древних рек;
• разработка рекомендаций по размещению разведочных скважин.

Практическое подтверждение достоверности концептуальной геологической модели получено бурением скважины 622Р, по результатам которого получен промышленный приток нефти из пласта ЮС3.